Переработка нефти таблица

Смотрите также краткий конспект по химической технологии «Переработка нефти».

ВведениеНефтьСоставУглеводородные соединения ГетеросоединенияФизические свойстваСпособы переработкиПервичная переработкаПодготовка нефти а переработкеОбщие сведения о перегонке и ректификации нефтиНефтяные фракцииВторичная переработкаТипы и назначение термолитических процессовПроцесс получения бензина из керосинаПроцесс получения битумовПроцесс получения технического углеродаПовышение октанового числаЭкологические проблемыМесторождения нефти в РФЦены на нефтьНефть и жизнь

Нефть и продукты ее преобразования были известны еще в далеком прошлом, их использовали для освещения или в лечебных целях. Потребность в нефти и нефтепродуктах резко возросла в начале XX в. в связи с появлением двигателей внутреннего сгорания и быстрым развитием промышленности.

В настоящее время нефть и газ, а также получаемые из них продукты применяются во всех отраслях мирового хозяйства. Нефть и газ используются не только в качестве топлива, но и в качестве ценного сырья для химической промышленности. Великий русский ученый Д. И. Менделеев говорил, что сжигать нефть в топках – преступление, так как она является ценным сырьем для получения множества химических продуктов. Из нефти и газа в настоящее время вырабатывается огромное число продуктов, которые используются в промышленности, сельском хозяйстве, в быту (минеральные удобрения, синтетические волокна, пластмассы, каучук и т. д.). В последние годы во многих странах мира ведутся исследования с целью переработки нефти и нефтепродуктов при помощи микроорганизмов в белки, которые могут быть использованы как корм для скота.

Экономика государств зависит от нефти больше, чем от любого другого продукта. Поэтому нефть с начала ее промышленной добычи и до настоящего времени является предметом острой конкурентной борьбы, причиной многих международных конфликтов и войн.

Зависимость государства от нефти как сырья или способа экономического влияния, определяет её уровень развития и положение на мировой арене. Итак, нефть играет очень значимую роль в современном мире. Это не только одно из важнейших полезных ископаемых, которое является сырьем для получения невероятного множества веществ и мощным энергетическим ресурсом, но и крупнейший объект международной торговли, и неотъемлемое звено экономических отношений.

Нефть – это природная горючая маслянистая жидкость, относящаяся к группе горных осадочных пород, одно из важнейших полезных ископаемых Земли. Отличается исключительно высокой теплотворностью: при горении выделяет значительно больше тепловой энергии, чем другие горючие смеси.

Нефть состоит главным образом из углерода – 80-85% и водорода – 10-15% от массы нефти. Кроме них в нефти присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5 – 8 %. В незначительных концентрациях в нефти встречаются ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий и др. Их общее содержание не превышает 0,03% от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоит нефть. Кислород и азот находятся в нефти только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений. Нефть в природных условиях состоит из смеси метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов. В нефти также содержится некоторое количество твердых и газообразных растворенных углеводородов. Количество природного газа в кубометрах, растворенного в 1 т нефти в пластовых условиях, называется газовым фактором. В нефтяных (попутных) газах кроме метана и его газообразных гомологов содержатся пары пентана, гексана и гептана.

Парафины – насыщенные (не имеющие двойных связей между атомами углерода) углеводороды линейного или разветвлённого строения. Подразделяются на следующие основные группы:

Нормальные парафины, имеющие молекулы линейного строения. Обладают низким октановым числом и высокой температурой застывания, поэтому многие вторичные процессы нефтепереработки предусматривают их превращение в углеводороды других групп. Изопарафины – с молекулами разветвленного строения. Обладают хорошими антидетонационными характеристиками и пониженной, по сравнению с нормальными парафинами, температурой застывания. Нафтены (циклопарафины) – насыщенные углеводородные соединения циклического строения. Доля нафтенов положительно влияет на качество дизельных топлив (наряду с изопарафинами) и смазочных масел. Большое содержание нафтенов в тяжёлой бензиновой фракции обуславливает высокий выход и октановое число продукта риформинга.

Ароматические углеводороды – ненасыщенные углеводородные соединения, молекулы которых включают в себя бензольные кольца, состоящие из 6 атомов углерода, каждый из которых связан с атомом водорода или углеводородным радикалом. Оказывают отрицательное влияние на экологические свойства моторных топлив, однако обладают высоким октановым числом.

Олефины – углеводороды нормального, разветвлённого, или циклического строения, в которых связи атомов углерода, молекулы которых содержат двойные связи между атомами углерода. Во фракциях, получаемых при первичной переработке нефти, практически отсутствуют, в основном содержатся в продуктах каталитического крекинга и коксования. Ввиду повышенной химической активности, оказывают отрицательное влияние на качество моторных топлив.

Наряду с углеводородами в нефти присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу – гетеросоединений. В нефти также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых соединений – меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В нефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным радикалам присоединена группа SH. Меркаптаны разъедают трубы и другое металлическое оборудование буровых установок. Главную массу неуглеводородных соединений в нефтях составляют асфальтово-смолистые компоненты. Это темно-окрашенные вещества, содержащие помимо углерода и водорода кислород, азот и серу. Они представлены смолами и асфальтенами. Смолистые вещества заключают около 93% кислорода в нефти. Кислород в нефти встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%), фенолов (не более 1%), а также жирных кислот и их производных. Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов – 16%. Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениями элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы в метановых углеводородах, частично растворимы в нафтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белой” нефти смолы содержатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.

Важнейшими свойствами нефти являются плотность, содержание серы, фракционный состав, вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы.

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность сырой нефти указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая – на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта сырой нефти. Чем меньше плотность сырой нефти, тем легче процесс ее переработки нефти и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов.

По содержанию серы сырую нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,5%), сернистую (0,51-2%) и высокосернистую (более 2%).Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности.

Присутствие механических примесей в составе нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие.

Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т. е. их природой и соотношением, она характеризует свойства распыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.

Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на 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. 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 и каталитические.

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические и неорганические газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на нефтеперерабатывающих заводах без тщательной ее промысловой подготовки. Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа – на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Перегонка (фракционирование) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам кипения. Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло – и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, т. е. температуры потоков станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса, можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей. Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая – нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока, – отгонной, или исчерпывающей, секцией.

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

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти. Четкость погоноразделения – основной показатель эффективности работы ректификационной колоны – характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте.

Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой чистотой отбираемых фракций, т. е. долей компонентов, выкипающих по кривой истинной температуры кипения до заданной температурной границы деления смеси в отобранных фракциях (дистиллятах или остатке), а также отбором фракций от потенциала. Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуются соответствующие сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты.

При переработке нефти образуются газы, которые являются неразветвленными алканами: бутан, пропан, этан. Промышленное название данной фракции – нефтяной газ. Газовую фракцию нефти удаляют еще до первичной перегонки нефти или же выделяют из бензиновой фракции уже после перегонки. Нефтяной газ применяется в качестве горючего или же его сжижают для получения сжиженного газа, который затем используется в качестве сырья для получения этилена.

Она представляет собой смесь углеводородов и используется для получения различных видов моторного топлива. При более тонком разделении этой фракции получают петролейный эфир и бензин. Качество бензина определяется октановым числом.

Получается между бензиновой и керосиновой фракциями. Она практически полностью состоит из алканов. Большую часть лигроина подвергают риформингу, превращая его тем самым в бензин. Лигроин также используют в качестве сырья для получения других химических веществ.

Фракция состоит из алифатических алканов, ароматических углеводородов и нафталинов. После очистки одна часть керосиновой фракции используется для получения углеводородов-парафинов, а другую часть превращают в бензин. Однако большая часть керосина применяется в качестве топлива для реактивных самолетов.

Данная фракция нефти имеет другое, более распространенное название – дизельное топливо. Из одной ее части получают нефтезаводской газ и бензин, однако по большому счету она применяется в качестве топлива для дизельных двигателей и промышленных печей.

Мазут получают после того, как все остальные фракции из нефти будут удалены. Обычно мазут и то, что делают из нефти, используют в качестве жидкого топлива для получения пара и нагревания котлов на электростанциях, промышленных предприятиях и кораблях. Однако определенную часть мазута перегоняют для получения парафинового воска и смазочных масел. После вакуумной перегонки мазута образуется вещество темного цвета, которое носит название «асфальт» или «битум». Применяется битум при строительстве дорог.

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

Под термолитическими процессами подразумевают процессы химического превращений нефтяного сырья.

Коксование – длительный процесс термолиза тяжелых остатков или ароматизированных высококипящих дистиллятов при невысоком давлении и температуре 470-540 °С. Основное целевое назначение коксования – производство нефтяных коксов различных марок в зависимости от качества перерабатываемого сырья. Побочные продукты коксования – малоценный газ, бензины низкого качества и газойли.

Пиролиз – высокотемпературный (750-800 °С) термолиз газообразного, легкого или среднего дистилляционного углеводного сырья, проводимый при низком давлении и исключительно малой продолжительности. Основным целевым назначением пиролиза является производство алкенсодержащих газов. В качестве побочного продукта при пиролизе получают высокоароматизированную жидкость широкого фракционного состава с большим содержанием алкенов.

Процесс получения нефтяных пеков (пекование) – новый внедряемый в отечественную нефтепереработку процесс термолиза (карбонизации) тяжелого дистилляционного или остаточного сырья, проводимый при пониженном давлении, умеренной температуре (360-420 °С) и длительной продолжительности. Помимо целевого продукта – пека в процессе получают газы и керосино-газойлевые фракции.

Катализ – многостадийный физико-химический процесс избирательного изменения механизма и скорости возможных химических реакций веществом – катализатором, образующим с участниками реакций промежуточные химические соединения.

Получение бензина из керосина осуществляется его крекингом. Крекинг изобрел русский инженер В. Г. Шухов в 1891 г. Процесс крекинга происходит с разрывом углеводородных цепей и образованием более простых предельных и непредельных углеводородов:

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму.

Процесс получения битумов – средне-температурный продолжительный процесс окислительной дегидроконденсации (карбонизации) тяжелых нефтяных остатков (гудронов, асфальтитов диасфальтизации), проводимый при атмосферном давлении и температуре 250-300 °С.

Процесс получения технического углерода (сажи) – исключительно высокотемпературный (свыше 1200 °С) термолиз тяжелого высокоароматизированного дистилляционного сырья, проводимый при низком давлении и малой продолжительности. Этот процесс можно рассматривать как жесткий пиролиз, направленный не на получение алкенсодержащих газов, а на производство твердого высокодисперсного углерода – продукта глубокого термического разложения углеводного сырья, по существу на составляющие элементы.

Октановое число – показатель, характеризующий детонационную стойкость топлив для карбюраторных двигателей внутреннего сгорания. Численно равно содержанию (в % по объему) изооктана в его смеси с н-гептаном, при котором эта смесь эквивалентна по детонационной стойкости исследуемому топливу в стандартных условиях испытаний. Изооктан трудно окисляется даже при высоких степенях сжатия, и его детонационная стойкость условно принята за 100 единиц. Сгорание в двигателе н-гептана даже при невысоких степенях сжатия сопровождается детонацией, поэтому его детонационная стойкость принята за 0. Для оценки октанового числа выше 100 создана условная шкала, в которой используют изооктан с добавлением различных количеств тетраэтилсвинца.

Детонационные испытания проводят на полноразмерном автомобильном двигателе или на специальных установках с одноцилиндровыми двигателями. На полноразмерных двигателях в стендовых условиях определяют фактическое октановое число (ФОЧ), в дорожных условиях – дорожное октановое число (ДОЧ). На специальных установках с одноцилиндровым двигателем определение октанового числа принято проводить в двух режимах: более жестком (моторный метод) и менее жестком (исследовательский метод). Октановое число топлива, установленное исследовательским методом, как правило, несколько выше, чем октановое число, установленное моторным методом. Разность между этими октановыми числами характеризует чувствительность топлива к режиму работы двигателя.

Для повышения октанового числа бензина применяют каталитический риформинг – химическое превращение углеводородов, входящих в их состав, до 92-100 пунктов. Процесс ведётся в присутствии алюмо-платино-рениевого катализатора. Повышение октанового числа происходит за счёт увеличения доли ароматических углеводородов. Научные основы процесса разработаны нашим соотечественником – выдающимся русским химиком Н. Д.Зелинским в начале ХХ века.

Выход высокооктанового компонента составляет 85-90% на исходное сырьё. В качестве побочного продукта образуется водород, который используется на других установках НПЗ. Мощность установок риформинга составляет от 300 до 1000 тыс. тонн и более в год по сырью.

Оптимальным сырьём является тяжёлая бензиновая фракция с интервалами кипения 85-180°С. Сырьё подвергается предварительной гидроочистке – удалению сернистых и азотистых соединений, даже в незначительных количествах необратимо отравляющих катализатор риформинга.

Каталитический риформинг на некоторых НПЗ используется также в целях производства ароматических углеводородов – сырья для нефтехимической промышленности. Продукты, полученные в результате риформинга узких бензиновых фракций, подвергаются разгонке с получением бензола, толуола и смеси ксилолов.

В процессе риформинга происходит изомеризация углеводородов линейного строения:

Образование более высоких сортов бензина, за счет воссоединения алканов и алкенов:

А также их превращение в циклические и ароматические углеводороды, что приводит к повышению октанового числа:

Бензин с более высоким значением октанового числа также получают в результате каталитического крекинга. Исследования Э. Гудри огнеупорных глин как катализаторов привели к созданию в 1936 эффективного катализатора на основе алюмосиликатов для крекинг-процесса. Среднекипящие дистилляты нефти в этом процессе нагревались и переводились в парообразное состояние; для увеличения скорости реакций расщепления, т. е. крекинг-процесса, и изменения характера реакций эти пары пропускались через слой катализатора. Реакции происходили при умеренных температурах 430–480°С и атмосферном давлении в отличие от процессов термического крекинга, где используются высокие давления. Процесс Гудри был первым каталитическим крекинг-процессом, успешно реализованным в промышленных масштабах.

Экологические проблемы, связанные с нефтью значительны и многообразны. Утечка даже небольшого количества нефти наносит часто непоправимый ущерб окружающей среде, а также экономике. Разработка безопасных способов нахождения месторождений нефти, её добычи и переработки является одной из наиболее приоритетных мировых задач. От этого зависит не только состояние природы сегодня, но и её состояние в будущем. Экологические последствия разливов нефти носят разрушительный характер, поскольку нефтяное загрязнение нарушает многие естественные процессы и взаимосвязи, существенно изменяет условия обитания всех видов живых организмов и накапливается в биомассе.

Нефть является продуктом длительного распада и очень быстро покрывает поверхность вод плотным слоем нефтяной пленки, которая препятствует доступу воздуха и света. Через 10 минут после того, как в воде оказалась одна тонна нефти, образуется нефтяное пятно, толщина которого составляет 10 мм. С течением времени толщина пленки уменьшается до менее 1 миллиметра, в то время как пятно расширяется. Одна тонна нефти способна покрыть площадь до 12 квадратных километров. Дальнейшие изменения происходят под воздействием ветра, волн и погоды. Обычно пятно дрейфует по воле ветра, постепенно распадаясь на более мелкие пятна, которые способны удаляться на значительные расстояния от места разлива. Сильные ветры и штормы ускоряют процесс дисперсии пленки. Во время катастроф не происходит одномоментной массовой гибели рыб, пресмыкающихся, животных и растений. Однако в средне – и долгосрочной перспективе влияние разливов нефти крайне негативно. Разлив тяжелее всего бьет по организмам, обитающим в прибрежной зоне, особенно обитающим на дне или на поверхности.

Птицы, которые большую часть жизни проводят на воде, наиболее уязвимы к разливам нефти на поверхности водоемов. Внешнее загрязнение нефтью разрушает оперение, спутывает перья, вызывает раздражение глаз. Гибель является результатом воздействия холодной воды. Разливы нефти от средних до крупных вызывают обычно гибель 5 тысяч птиц. Очень чувствительны к воздействию нефти яйца птиц. Небольшое количество некоторых типов нефти может оказаться достаточным для гибели в период инкубации.

Если авария произошла неподалеку от города или иного населенного пункта, то отравляющий эффект усиливается, потому что нефть образуют опасные “коктейли” с иными загрязнителями человеческого происхождения. Разливы нефти приводят к гибели морских млекопитающих. Морские выдры, полярные медведи, тюлени, новорожденные морские котики погибают наиболее часто. Загрязненный нефтью мех начинает спутываться и теряет способность удерживать тепло и воду. Нефть, влияя на жировой слой тюлений и китообразных, усиливает расход тепла. Кроме того, нефть может вызвать раздражение кожи, глаз и препятствовать нормальной способности к плаванию. Попавшая в организм нефть может вызвать желудочно-кишечные кровотечения, почечную недостаточность, интоксикацию печени, нарушение кровяного давления. Пары от испарений нефти ведут к проблемам органов дыхания у млекопитающих, которые находятся около или в непосредственной близости с большими разливами нефти.

Рыбы подвергаются воздействию разливов нефти в воде при употреблении загрязненной пищи и воды, а также при соприкосновении с нефтью во время движения икры. Гибель рыбы, исключая молодь, происходит обычно при серьезных разливах нефти. Однако сырая нефть и нефтепродукты отличаются разнообразием токсичного воздействия на разные виды рыб. Концентрация 0,5 миллионной доли или менее нефти в воде способна привести к гибели форели. Почти летальный эффект нефть оказывает на сердце, изменяет дыхание, увеличивает печень, замедляет рост, разрушает плавники, приводит к различным биологическим и клеточным изменениям, влияет на поведение. Личинки и молодь рыб наиболее чувствительны к воздействию нефти, разливы которой могут погубить икру рыб и личинки, находящиеся на поверхности воды, а молодь – в мелких водах.

Влияние разливов нефти на беспозвоночные организмы может длиться от недели до 10 лет. Это зависит от вида нефти; обстоятельств, при которых произошел разлив и его влияния на организмы. Беспозвоночные чаще всего гибнут в прибрежной зоне, в отложениях или же в толще воды. Колонии беспозвоночных (зоопланктон) в больших объемах воды возвращаются к прежнему (до разлива) состоянию быстрее, чем те, которые находятся в небольших объемах воды. Следует отметить тот факт, что производные нефтепродуктов имеют свойство накапливаться в организме и вызывают мутацию. Мутация генов у микроорганизмов может передаваться по пищевой цепи к рыбам и другим представителям морскойфауны.

Растения водоемов полностью погибают, если концентрация полиароматических углеводородов (образуются в процессе сгорания нефтепродуктов) достигает 1%.Нефть и нефтепродукты нарушают экологическое состояние почвенных покровов и в целом деформируют структуру биоценозов. Почвенные бактерии, а также беспозвоночные почвенные микроорганизмы и животные не в состоянии качественно выполнять свои важнейшие функции в результате интоксикации легкими фракциями нефти.

От подобных аварий страдает не только животный и растительный мир. Серьезные убытки несут местные рыбаки, отели и рестораны. Кроме того, с проблемами сталкиваются и иные отрасли экономики, особенно те предприятия, деятельность которых нуждается в большом количестве воды. В случае, если разлив нефти происходит в пресном водоеме, негативные последствия испытывает на себе и местное население (например, коммунальным службам намного сложнее очищать воду, поступающую в водопроводные сети) и сельское хозяйство.

Долговременный эффект подобных происшествий точно неизвестен: одна группа ученых придерживается мнения, что разливы нефти оказывают негативное воздействие на протяжении многих лет и даже десятилетий, другая – что краткосрочные последствия крайне серьезны, однако за достаточно короткое время пострадавшие экосистемы восстанавливаются. Ущерб от крупномасштабных разливов нефти подсчитать достаточно сложно. Он зависит от многих факторов, таких, как тип разлитых нефтепродуктов, состояния пострадавшей экосистемы, погоды, океанских и морских течений, времени года, состояния местного рыболовства и туризма и пр.

20 апреля 2010 года на нефтяной платформе Deepwater Horizon в 80 километрах от берегов Луизианы произошел взрыв, в результате которого погибли 11 человек. 22 апреля платформа затонула. В результате происшествия была в трех местах повреждена скважина, из которой начала вытекать нефть. Компании BP удалось прекратить утечку только через три месяца. В начале сентября 2010 года компания представила отчет о результатах расследования причин аварии. Согласно этому документу, к взрыву привели как человеческий фактор, так и недостатки конструкции нефтяной платформы. Позже комиссия, созданная по инициативе Барака Обамы, подготовила отчет, согласно которому причиной аварии стало сокращение расходов на обеспечение безопасности BP и ее партнерами.

Приразломное нефтяное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря.

Сахалинские шельфовые проекты – обобщённое название целой группы проектов по разработке месторождений углеводородного сырья на континентальном шельфе Охотского и Японского морей и Татарского пролива, прилегающем к острову Сахалин.

Арланское месторождение – уникальное по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Расположено на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Открыто в 1955, введено в разработку в 1958. Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение – крупнейшее месторождение полуострова Ямал. Бованенково расположено на полуострове Ямал, в 40 километрах от побережья Карского моря, нижнее течение рек Сё-Яха, Морды-Яха и Надуй-Яха. Количество газовых промыслов на объекте – три. Общее количество скважин 743.

Ванкорское месторождение – перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки. Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор.

Верхнечонское нефтяное месторождение – крупное месторождение нефти в Иркутской области России.

Лянторское – гигантское нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1965 году. Полные запасы нефти 2 млрд. тонн, а остаточные запасы нефти 380 млн. тонн.

Мамонтовское – крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Открыто в 1965 году. Освоение началось в 1970 году. Запасы нефти 1,4 млрд. тонн. Залежи на глубине 1,9-2,5 км.

Нижнечутинское нефтяное месторождение – крупное нефтяное месторождение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, расположенное на территории Республики Коми, в районе города Ухты.

Правдинское – крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1966 году. Освоение началось в 1968 году.

Приобское – гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Разделено рекой Обь на две части – лево – и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого – в 1999 г.

Ромашкинское нефтяное месторождение – крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции на юге Татарстана. Открыто в 1948 году.

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотло́р) – крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает “мёртвое озеро”, “худая вода”.

Фёдоровское – крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году. Запасы нефти 2,0 млрд. тонн. Залежи на глубине 1,8-2,3 км.

Харасовейское нефтегазоконденсатное месторождение – месторождение полуострова Ямал. Расположено на западном побережье полуострова Ямал, на 1/3 общей площади уходит под воду на прибрежный шельф.

Южно-Русское нефтегазовое месторождение – расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, одно из крупнейших в России.

Нефть используют для того, чтобы производить товары и услуги. Это значит, что ее цена, во-первых, влияет на себестоимость товаров и услуг, и, во–вторых, создает некоторую прибыль, которая перераспределяется в экономике. Причем, что довольно естественно, весь объем денег, на который увеличивается себестоимость продукции из-за роста цен на нефть, возвращается обратно в экономику, либо через расходы государства (то, что оно забирает себе в виде налогов и акцизов), либо – как прибыль компаний, которые эту нефть производят.

Значительная часть отраслей, обслуживающих нефте – и газодобычу, выведены из страны. А поскольку стоимость их услуг с ростом цены на нефть тоже растет, и, иногда, быстрее, чем сама нефть, то не исключено, что большая часть прибавки к стоимости нефти уйдет за пределы России. А если еще учесть, что уровень деградации российской экономики при этом вырастет – то вероятность такого перераспределения становится еще выше.

Есть и еще один фактор – рост цен на нефть вызывает инфляцию издержек в производстве практически любого товара. С учетом того, что значительная часть потребительских товаров в России получается по импорту, существенная часть дополнительных нефтяных доходов, которые перераспределяются в экономике нашей страны, тоже уйдет за рубеж. Не говоря уже о том, что значительную часть своих денег наши компании держат за рубежом – что тоже оказывает свое влияние не перераспределение доходов не в нашу пользу.

В нынешних непростых экономических условиях риски инвестирования в развивающиеся рынки, в частности в российский, слишком велики. Зависимость российского рынка от сырьевых товаров и особенностей корпоративного управления существует. Снижение цен на сырьевые товары оказывает максимальный негативный эффект на российский рынок, учитывая высокую долю этих секторов. Доля нефтегазового сектора в индексе РТС составляет 60%, доля сырьевых компаний – 15%. Таким образом, три четверти российского рынка зависит от мировых цен на нефть и цен на сырье.

Низкий уровень цен на сырье – это глобальная проблема. Цены на нефть могут выйти на новый, более высокий уровень при восстановлении глобальной экономики и восстановлении спроса на нефть. При этом российские нефтяные акции в силу высокого уровня налогообложения отрасли могут оказаться не самыми привлекательными по сравнению с зарубежными аналогами, работающими как в развитых, так и в развивающихся странах. Большая доля компаний сырьевых секторов в индексе РТС может быть снижена путем проведения публичных размещений новых компаний.

Высокая зависимость от цен на нефть и их существенное снижение приводит и к резкому пересмотру прогнозов темпа роста ВВП России. По масштабам пересмотров Россия является лидером среди других развивающихся стран: если осенью 2008г. еще ожидался рост ВВП в 2009г. на уровне 6%, то сейчас официальный прогноз составляет минус 2,4%, некоторые инвестиционные компании прогнозируют еще более сильное сокращение – до минус 3,5%. Исторически разворот на фондовых рынках совпадает с моментом стабилизации темпов падения ВВП в годовом сопоставлении.

Итак, Россия полностью зависит от нефти: её добычи, цен, являясь одним из главных экспортеров этого полезного ископаемого. Продавая сырую нефть за границу и покупая уже готовое переработанное сырье, наше государство ввергает в зависимость экономику, политику и всю инфраструктуру от малейших колебаний цен на нефть.

На первый взгляд очевидным решением данной проблемы является пересмотр работы ТЭК: внедрение новых проектов, планов, концепций развития, начать переработку сырой нефти, использовать менее затратные способы добычи полезных ископаемых, а также рациональное использование месторождений нефти и т. п..

Но все это невозможно осуществить без научно-технических разработок и проектов, ученых и других специалистов, недостаток которых в России существенно ощутим. Следовательно, для того чтобы избавиться от сырьевой зависимости необходим обширнейший комплекс достаточно не популярных мероприятий в политике, экономике, науке, образовании и др., и только после слаженной системной работы всех отраслей промышленности и экономики будет возможно «слезть с нефтяной иглы».

Нефть дает тепло и свет –Ей замены просто нет. Делают из нефти много:И асфальтные дороги, И костюмы, и рубашки, Удивительные чашки! Вспомните, как тепловозВас когда-то к морю вез…В его топках нефть горела, А без нефти что за дело? И не даром в нашем крае, Всяк нефтяник это знает, С нетерпением ее ждут, Черным золотом зовут.

Значение нефти в нашей жизни переоценить невозможно. Газ, бензин, керосин, мазут и другие виды топлива, которые получают из нефти, и без которых не было бы автомобилей, самолетов, паровозов, кораблей, тепло-, гидро-, электростанций, подводных лодок, фабрик, заводов, и всей инфраструктуры вообще, не составляют и сотой доли того, что делают из нефти.

Из нефти получают множество разных веществ: от углеводородов до спиртов и кислот, из которых впоследствии делают лекарства, косметику, бытовую химию, целлофановые упаковки, пластик (от шариковых ручек до деталей пилотируемых кораблей), радиодетали и радиотехнику, одежду и ткани. Этот список вещей, без которых мы сегодня не можем представить нашу жизнь, далеко не полный.

Любая профессия, будь то врач или учитель, экономист или юрист, ученый или разработчик, связана с добычей и переработкой нефти, так как нефть, особенно в России, объединяет все сферы жизни, не говоря о тех людях, которые непосредственно работают в этой области.

Я планирую связать свою жизнь с химией, а именно посвятить часть карьеры хай-тек разработкам.

Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение

Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т. д.

Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия

Оси и плоскости тела человека – Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т. д.

Отёска стен и прирубка косяков – Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) – В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

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

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

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

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

В дальнейшем, по мере погружения на глубину 1,5—3 км в толщу осадочных пород, органические вещества нерастворимо­го остатка разложения подвергались в течение миллионов лет уже в восстановительной атмосфере действию высоких (120— 200 0 С) температур и давлений (10—30 МПа) и каталитическо­му воздействию окружающих пород (алюмосиликаты глин). На этой стадии в результате термических и термохимических про­цессов липиды органического остатка (жиры, масла, воска) превращались в смесь углеводородов, составляющих нефть.

Большинство нефтей представляют маслянистые жидкости от темно-коричневого до темно-бурого цвета, который зависит от содержания в них окрашенных смолистых веществ. Плотность нефтей составляет 0,82—0,90 т/м 3 , температура затвер­девания лежит в пределах от – 20°С до +20°С. Вязкость нефтей значительно выше вязкости воды. Элементный состав нефтей колеблется в очень незначительных пределах: углерод 84—87% , водород 12—14% , сера 0,1 — 5% , кислород и азот (в сум­ме) до 1,0%.

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

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

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

малосернистые (с содержанием до 0,5%), сернистые (с содержанием от 0,5 до 2,0% ) и высокосернистые (с содержанием выше 2,0%).

Основная масса всех этих соединений концентрируется в высокомолекулярной части нефти.

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

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

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

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

При современном уровне техники и технологии добычи из нефтяных пластов извлекается лишь около 50% содержащей­ся в них нефти. Увеличение нефтеотдачи пластов до 80—90% может быть достигнуто тепловым воздействием на пласты (за­качивание в скважину горячей воды, прогрев пласта сжигани­ем нефти), введением в скважину ПАВ, гидравлическим раз­рывом пласта и другими интенсифицирующими извлечение нефти из недр методами.

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

Моторные топлива, в том числе:

карбюраторное для поршневых двигателей с зажиганием­ от электрической искры (автомобильные и тракторные бен­зины); дизельное для поршневых дизельных двигателей с воспла­менением от сжатия (дизельное топливо).

Котельные топлива для топок паровых котлов, генера­торных установок, металлургических печей (мазут, гудрон). Реактивное топливо для авиационных реактивных и га­зотурбинных двигателей (авиакеросины). Смазочные масла для смазки трущихся деталей машин с

Целью уменьшения трения и отвода тепла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла). Консистентные смазки для уменьшения трения между деталями, защиты от коррозии, герметизации соединений, со­держащие загустители (мыла, церезин, силикаты). Продукты, используемые для нефтехимического синтеЗа (мазут, широкая фракция и др.).

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

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

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

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

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

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

Цетановое число – (ЦТ) условная единица из­мерения детонационной стойкости, численно равная содержа­нию в объемных процентах цетана (гексадекана) в смеси с α-метилнафталином, которая детонирует при той же степени сжа­тия в цилиндре дизеля, что и топливо.

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

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

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

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

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

Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообраз­ны. Они подразделяются:

по назначению на:

процессы, проводимые с целью повышения выхода легко-

Кипящих фракций за счет высококипящих (крекинг); процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг); процессы синтеза индивидуальных углеводородов (алкилирование); процессы удаления из нефтепродуктов примесей (гидро­очистка);

по условиям протекания на:

термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений; каталитические процессы, протекающие под воздействи­ем высоких температур в присутствии катализаторов;

по состоянию перерабатываемого сырья на:

процессы в жидкой фазе; процессы в паровой фазе.

Важнейшими из вторичных процессов является термичес­кий и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 14.1 пред­ставлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.

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

удаление попутных (растворенных в нефти) газов или ста­билизация нефти; обессоливание нефти; обезвоживание (дегидратация) нефти.

На крупных месторождениях нефти эти операции объедине­ны в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 14.2 представлена подоб­ная система.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением на­правляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в кото­рых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются коли­чества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окон­чательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 8 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвожен­ная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары

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

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

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

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

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1—С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделять­ся, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избе­жать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется Стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непос­редственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.14.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 14.3).

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

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

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

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

Установки Электротермохимического удаления солей и воды, или Электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), исполь­зуются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в ап­паратах — электродегидрататорах под воздействием перемен­ного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис. 14.3 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

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

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

Http://elearning. sumdu. edu. ua/free_content/lectured:c6836bcb008f0d2a83edd18e036f51d16df9ce42/latest/258286/index. html

Чеченские технологии по кустарной переработке сырой нефти набирают популярность в нашей стране. Координатор группы экспертов по реализации энергетического меморандума Украина — ЕС Александр Тодийчук сообщил «і», что на территории Украины обнаружено около 120 примитивных мини-заводов, производящих нефтепродукты, которые затем реализуются через АЗС.

В Чечне подобный технологический процесс нефтепереработки называют самоваром. В публикациях российской прессы количество таких самоваров в опальной кавказской республике колеблется от 600 до 1000.

Рассказывая о масштабах нелегальной нефтепереработки в Украине, господин Тодийчук сослался на результаты исследования, проведенного по заказу одной зарубежной компании, заинтересованной в расширении своего присутствия на украинском рынке. «Нелегальная нефтепереработка негативно отражается на качестве топлива, которое реализуется на украинских АЗС. В то же время она позволяет в определенной мере тормозить рост цен на нефтепродукты в стране и держать их на уровне ниже среднеевропейского»,— отметил эксперт.

Доказательство нелегальной нефтепереработки в официальной статистике обнаружили эксперты центра «Номос» в ходе исследования «Прозрачность доходов нефтегазового сектора Украины», проведенного при поддержке фонда «Возрождение». Они выяснили, что с каждым годом увеличивается разрыв в учетных данных Госкомстата и Минтопэнерго по добыче нефти и газового конденсата, которые используются для производства различных видов топлива (см. таблицу). В прошлом году разница составила почти 3%. В стоимостном эквиваленте это 275,8 млн. грн. (в ценах нефти на украинских аукционах) или 315-340 млн. грн. (в мировых ценах). Александр Тодийчук прогнозирует, что по итогам 2007 г. эти показатели увеличатся минимум вдвое.

«Ежегодное увеличение расхождений в официальной статистике невозможно объективно объяснить различиями в методологии статистического учета. Неучтенная официально нефть используется в теневых схемах нелегальной нефтепереработки»,— говорит директор энергетических программ центра «Номос» Михаил Гончар.

Исполнительный директор консалтинговой компании UPECO Сергей Куюн сообщил «і», что доля контрафактной нефтепродукции на украинском рынке составляет 10-15%.

В Минтопэнерго и госкомпании «Укртранснефть», которая отвечает за эксплуатацию магистральных нефтепроводов, считают, что теневой нефтепереработке в Украине способствует рост хищения сырья из трубопроводов — он хорошо организован и имеет реальные рынки сбыта.

Для предотвращения хищений на базе «Укртранснефти» были созданы подразделения ведомственной охраны, которые оснащены, в частности, специальным автотранспортом повышенной проходимости, приборами поиска трубопроводов и несанкционированных врезок. По словам и. о. министра топлива и энергетики Юрия Бойко, несмотря на то, что на протяжении последних лет наблюдается стойкая тенденция к уменьшению общего количества правонарушений, совершенных на объектах нефтегазового комплекса, государство продолжает нести от несанкционированного отбора нефтепродуктов значительные убытки.

Http://economica. com. ua/print/article/109876.html

“Компания “Укртатнефть” планирует увеличить прием нефти, транспортируемой по Приднепровским магистральным нефтепроводам, до более 3 млн. т в год”,— сообщило информационное агентство “Украинские новости” со ссылкой на Романа Сидорака, начальника управления ценовой политики компании “Укртранснефть”. По словам чиновника, заказчиком транспортировки нефти по новому маршруту является НАК “Нефтегаз Украины”. Предварительно планируется поставлять на завод по новому маршруту до 3 млн. т нефти в год, но объемы транспортировки пока не утверждены.

Эксперты сомневаются в том, что реализация столь масштабного проекта возможна, так как президент ветировал закон, который разрешал юридическим лицам закупать за государственные средства без тендеров нефть для дальнейшей перепродажи и переработки.

“Ветирование закона, позволявшего закупать нефть за государственные средства, минуя тендер, ставит под угрозу реализацию этого проекта,— считает Александр Сиренко, аналитик консалтинговой компании UPECO.— Потому что соблюдение сроков тендерных процедур ставит под вопрос прогнозирование эффективности переработки нефти по давальческим схемам на украинских НПЗ”.

Кроме того, сомнительными выглядят возможности принять в Одессе заявленные объемы азербайджанской нефти, предназначенные для собственной и давальческой переработки на Кременчугском НПЗ.

“У меня существуют большие сомнения, что одесский порт будет способен принять нужное количество танкеров, чтобы обеспечить нужды НАК “Нефтегаз” и Привата,— прогнозирует Геннадий Рябцев, заместитель директора НТЦ “Психея”.— Разве что НАК возьмет на себя полное снабжение сырьем Кременчугского НПЗ”.

Эксперты не отрицают, что реализация такого проекта была бы позитивно воспринята рынком. Но большинство опасений вызывает экономическая составляющая переработки такого количества нефти. Также эксперты предупреждают, что стоимость нефтепродуктов, выработанных из нефти, может быть несколько выше рыночной. “На рынок поступят нефтепродукты не очень высокого качества по высокой цене,— уверен Геннадий Рябцев.— НАК “Нефтегаз” не играет на украинском рынке стабилизирующую роль, а пытается получить прибыль за счет конечного потребителя. И аукционы по реализации топлива, произведенного по давальческой схеме, которое на 8-15% выше рыночной, лишнее тому подтверждение”.

Даже если производство нефтепродуктов будет увеличено, то реализовать их на рынке будет проблематично, по импорту заходят объемы, с которыми украинскому топливу проблематично конкурировать, отмечает Александр Сиренко.

“При текущем положении дел прокачать и приобрести эти объемы азербайджанской нефти можно лишь в случае изменения конъюнктуры на рынке, когда нефтепродукты отечественного производства будут привлекательны для украинских операторов”,— считает эксперт.

Напомним, в 2010 г. на Кременчугском НПЗ всего было переработано около 3,5 млн. т нефтяного сырья, из которых 1,6 млн. т пришлось на азербайджанскую нефть. За шесть месяцев текущего года это соотношение упало до 1,8 млн. т и 0,55 млн. т соответственно. То есть, если этот проект станет возможным, то на данном НПЗ более чем вдвое предстоит увеличить переработку и поставку сырья из Азербайджана.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/Prokachku_hotyat_uvelichit. html? print

Цели: 1. Обобщить и систематизировать знания, расширить представления о природных источниках нефтехимического сырья. Подчеркнуть роль химии в решении народнохозяйственных проблем /сырье, энергетика/.

2. Формировать чувства ответственности, дисциплинированности, исполнительности, а также познавательной потребности.

3. Развивать умения нешаблонно, творчески подходить к решению самых разнообразных задач.

На демонстрационном столе – бутыль с нефтью, бензин авиационный, бензины различных марок, керосин, толуол, ксилол, гексан, раствор каучука в бензине, вазелин, парафин, машинное масло.

«Переход на нефтяное и газовое сырье – это подлинная научно – техническая революция».

Исследование физический свойств нефти – представляет химик-лаборант

Работа со схемой 1 «Переработка природных источников углеводородов».

Работа с таблицей 4, запись уравнений реакций – представляет химик.

Изучая предельные углеводороды, олефины, алкины, циклопарафины, ароматические углеводороды, мы разбирали их реакции, области использования, способы получения, генетические связи. Те графические материалы, которые сегодня вам будут предоставлены, – уникальны, их нет в ваших учебниках и пособиях.

Сегодня же наши научные сотрудники, аналитики, химики – лаборанты подготовили презентацию нового для вас органического вещества – нефти. Они нас познакомят с составом нефти, способами ее переработки и конечно же, с основными нефтепродуктами и областями их применения.

2. Переработка нефти: перегонка, термический и каталитический крекинг,

Для вас главное – смотреть, слушать, впитывать, думать, задавать вопросы, а химизм, конечно, надо перенести в тетради, записать и окончательно в нем разобраться.

ХИМИК – ЛАБОРАНТ. У вас на столах есть маленький пузырек с нефтью. Откройте пробку и осторожно понюхайте. Запах знакомый? А теперь большим пальцем прикройте горловину пузырька и встряхните. Не бойтесь испачкаться: нефтедобытчики умывает нефтью руки и лицо – так празднуют успех открытия нефтеносного пласта. Большим и указательным пальцами разотрите оставшееся на пальце. Обратите внимание на цвет! Правда не черный? Опять понюхайте. Пальцы вытирайте бумажкой, которая лежит на столе.

(Нефть – маслянистая жидкость с характерным запахом, от светло-бурого до черного цвета).

Каков же химический состав? На схеме вы видите: нефть компонентами-ручьями «растекается» по классам углеводородов. Состав различных месторождений не идентичен, это свидетельствует о том, что нефть – «естественно-историческое» тело. Цифры в процентах дают приблизительный разброс в количественном составе углеродов. Их не надо суммировать, тем более, что в состав нефти входят минеральные вещества, кислород-, азот – и серосодержащие органические вещества, попутный нефтяной газ.

– Нефть представляет собой смесь углеводородов (около 150) с примесями других веществ. – запишите в тетрадь.

Откройте учебник стр. 558, где приведена классификация видов нефти. По преобладающему содержанию углеводородов: метановая, нафтеновая, ароматическая и смешанная. По плотности: легкая и тяжелая.

4. Смешанная (смесь алканов, циклоалканов и ароматических углеводородов)

ТЕХНОЛОГ. А теперь обратим свой взгляд на схему «Переработка нефти».

Природная нефть всегда содержит воду, минеральные соли и разные механические примеси.

Поэтому нефть перед переработкой обессоливают, обезвоживают, отгоняют летучие углеводороды. Стабилизированная нефть поступает в АВУ – атмосферно-вакуумную установку для перегонки. Фракционную перегонку нефти проводят при атмосферном давлении и постепенном повышении температуры до 400 0 С. Так как нефть – смесь углеводородов различной молекулярной массы, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой ее разделяют на отдельные фракции, из которых получают бензин, лигроин (тяжелый бензин), керосин, газойль (дизельное горючее), соляровое масло, мазут.

Получаемый при перегонке нефти бензин не может удовлетворить все возрастающий спрос на него, так как получают только 15%. Перед нефтеперерабатывающей промышленностью встала серьезная задача – найти дополнительные источники получения бензина.

При температуре более 400 0 С начинается распад углеводородов. Некоторые тяжелые фракции прямой перегонки и мазут подвергаются частичному разложению, то есть химической переработке.

Процесс разложения углеводородов нефти на более летучие вещества называется КРЕКИНГОМ – запишите. В переводе с английского to crakc обозначает «расщеплять».

Выход бензина из нефти за счет крекинга увеличивается до 70%. Промышленный крекинг-процесс был изобретен русским инженером В. Г. Шуховым в 1891 г.

Существуют два основных вида крекинга – термический, когда расщепление углеводородов происходит при высокой температуре, и каталитический, идущий с применением катализаторов. Посмотрите таблицу на стр. 561.

Изоляционный материал, используется в медицине пищевой промышленности

СТАРШИЙ НАУЧНЫЙ СОТРУДНИК. Границы фракций установлены по данным БСЭ.

«Продукты и состав нефтепродуктов фракционирования» дает несколько иной расклад. Формула газойля: газ + oil (масло). Иными словами, нечто похожее на масло, способное испаряться, в технике – соляровое масло, в просторечии – солярка.

Ситуация с керосином не проста. Дело в том, что понятие «керосин» не соответствует одному количественному содержанию углеводородов: есть легкий (температура вспышки 40 0 С) керосин; есть тяжелый (температура вспышки 90 0 С); специальный – для флотации каменного угля; существуют керосины, используемые для обжига стекла и фарфора (температура вспышки 28 0 С), в качестве тракторного и реактивного топлива, а также сырья пиролиза.

В состав бензинов входит около 130 различных углеводородов. Параллельно с осью температуры расположена ось числа атомов углерода, причем проекция числа атомов углерода на ось температур дает округленное значение температуры кипения. А еще ниже расположены структурные формулы некоторых циклопарафинов и ароматических углеводородов. Ясно, что при фракционировании эти углеводороды «пролетят» вместе с низкокипящими углеводородами-парафинами.

ТЕХНОЛОГ. Продолжаем далее. Мазут на вакуумной части установки разгоняют на масла, названия которых отражают суть их использования. Жирные стрелки – это «сырьевая река» для каталитического крекинга. Мазут все же используют не только как жидкое котельное топливо, но и как сырье для термического крекинга, а это дополнительное – причем заметное – количество бензина, правда, нестойкого при хранении из-за большого количества ненасыщенных углеводородов. Увеличить выход бензина можно, расщепляя более тяжелые фракции прямой дистилляции или низкооктановые бензины.

Вопрос о каталитическом крекинге сложный и подробно изучается в специальных учебных заведениях.

Установка каталитического крекинга – это реактор-регенератор высотой 80 м. Сырье – тяжелый дистиллят, катализатор – гидросиликат алюминия (зерна 2-4 мм с активной поверхностью до 600 м 2 на 1 г) массой 700 т. Если учесть, что катализ проводится в «кипящем слое катализатора», в системе участвует огромная масса веществ и любой сбой в этом «кровотоке», в лучшем случае – остановка.

Кроме получения бензина перед технологами ставятся и другие задачи: выделение ароматических углеводородов, насыщенных предельных углеводородов (газов) или олефинов – для нефтехимических синтезов. Легкие фракции ректификации нефти можно химически перестроить – это процессы риформинга. Каталитический реформинг отличается от пиролиза, который тоже позволяет получать ароматические углеводороды и много олефинов; платформинг – каталитическое (платина) облагораживание углеводородов в присутствии избытка водорода, приводящее к образованию низкомолекулярных углеводородов (в основном предельных). Большое значение имеет гидрокрекинг, при помощи которого можно перерабатывать даже вакуумный дистиллятор, получая сырье для каталитического крекинга, риформинга, пиролиза, бензин, реактивное топливо, дизельное топливо, смазочные масла.

ХИМИК. Для нас, химиков, важно понимание сути процессов, их химизма. Только на этой основе можно строить реальную технологию. Переводим взгляд на схему 4.

Http://gazya. ru/nuda/sostav-nefti-sposobi-ee-pererabotki-nefteprodukti/main. html

ХИМИЧЕСКАЯ ПРИРОДА И ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ………………………………………………………………………………………………….

Нефтеперерабатывающая индустрия – ветвь тяжеленной индустрии, обхватывающая переработку нефти и газовых конденсатов и создание качественных товарных нефтепродуктов: моторных и энергетических топлив, смазочных масел, битумов, нефтяного кокса, парафинов, растворителей, элементной серы, термогазойля, нефтехимического сырья и продуктов народного употребления.

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется методом сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических действиях (установках, цехах), созданных для получения разных компонентов либо ассортиментов товарных нефтепродуктов.

топливное; топливно-масляное; нефтехимическое или комплексное (топливно-нефтехимическое либо топливно – масляно – нефтехимическое).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные горючего. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля быть может глубочайшей и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой различается маленьким числом технологических действий и маленьким ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по данной схеме не превосходит 55.60 % масс. и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного горючего составляет 30. 35 % масс.

При глубочайшей переработке стремятся получить высочайший выход качественных моторных топлив методом вовлечения в их создание остатков атмосферной и вакуумной перегонок, также нефтезаводских газов. Выход котельного горючего в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при всем этом добивается до 70. 90 % масс.

По топливно-масляному варианту переработки нефти вместе с моторными топливами получают разные сорта смазочных масел. Для производства масел подбирают традиционно нефти с высочайшим возможным содержанием масляных фракций с учетом их свойства.

Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предугадывает вместе с топливами и маслами создание сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде всевозможных случаев – выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Выбор конкретного направления, соответственно, схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов обусловливается сначала качеством нефти, ее отдельных топливных и масляных фракций, требованиями к качеству товарных нефтепродуктов, также потребностями в их данного экономического района.

Подготовительную оценку возможных способностей нефтяного сырья можно выполнить по комплексу характеристик, входящих в технологическую классификацию нефтей.

1.1 ХИМИЧЕСКАЯ ПРИРОДА И ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ

Нефть представляет собой маслянистую жидкость, обычно легко текущую и реже малоподвижную.

Основными химическими элементами, входящими в состав нефти, являются углерод (82—87 вес. %), водород (11—15 вес. %), сера (0,1—7,0 вес. %), азот (до 2,2 вес. %) и кислород (до 1,5 вес. %). В нефтяной золе найдены V, Ni, Fe, Са, Na, К, Си, CI, I, Р, Si, As и др. Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, так как в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания.

В состав нефтей входят в основном углеводороды следующих четырех групп: парафиновые, олефиновые, нафтеновые и ароматические. Кислород, сера и азот содержатся в виде кислородных, сернистых и азотистых соединений. Относительное содержание групп углеводородов во фракциях нефтей весьма различно. Преобладание той или другой группы углеводородов придает нефтям различные свойства, что неизбежно сказывается на методах их переработки и областях применения нефтепродуктов.

Низшие члены этого ряда — метан, этан, пропан и бутаны (нормальный и изостроения) — газообразны. Они находятся в нефти в растворенном состоянии, а также являются основной составной частью природного и попутного нефтяного газов. Природный газ добывают из газовых скважин, попутный — из нефтяных скважин одновременно с нефтью. Природные газы состоят в основном из метана (до 98 об. %) и небольших количеств этана, пропана и бутанов. Попутные нефтяные газы содержат большие количества пропана и бутанов, а также более тяжелые углеводороды. Кроме того, в состав природных и попутных газов входят сероводород, азот, двуокись углерода и гелий.

Газы, богатые пропаном, бутаном и более тяжелыми углеводородами, называются жирными. Из них получают газовый бензин, сжиженные газы и индивидуальные углеводороды для органического синтеза. В противоположность им, газы, почти нацело состоящие из метана и этана, именуются сухими и используются, главным образом, как бытовое и промышленное топливо, отчасти как сырье для производства сажи, ацетилена и продуктов органического синтеза.

Парафиновые углеводороды от пентана до декана при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновых и керосиновых фракций нефтей.

Углеводороды с разветвленной цепью отличаются от углеводородов нормального строения более низкими плотностью, температурой застывания и температурой кипения. Парафиновые углеводороды с разветвленной цепью придают высокое качество бензинам, тогда как парафины нормального строения отрицательно влияют на поведение топлива в карбюраторных двигателях. Углеводороды парафинового ряда нормального строения являются желательными компонентами реактивного и дизельного топлив, смазочных масел, однако до определенных концентраций, при которых эти нефтепродукты удовлетворяют требованиям Государственных стандартов (ГОСТ) по низкотемпературным свойствам.

Парафиновые углеводороды С 17 и выше при нормальных условиях представляют собой твердые вещества, температура плавления которых с увеличением молекулярного веса повышается. Твердые углеводороды входят в состав товарных парафинов и церезинов. Парафины характеризуются пластинчатой или ленточной структурой кристаллов, температура плавления их колеблется от 40 до 70° С, число углеродных атомов в молекуле — от 21 до 32, молекулярный вес — от 300 до 450. Присутствуют твердые парафины преимущественно в масляных фракциях, выкипающих при температуре 350—500°С, что является одной из причин высокой температуры застывания этих фракций.

Кристаллы церезинов имеют игольчатое строение. В их состав наряду с парафиновыми углеводородами входят твердые нафтеновые и ароматические углеводороды с длинными боковыми цепями. При одной и той же температуре плавления церезины характеризуются большими по сравнению с парафинами плотностью, вязкостью и молекулярным весом.

Церезины концентрируются главным образом в остатках вакуумной перегонки нефти, вызывая повышение температуры размягчения гудрона.

С. С. Наметкин и С. С. Нифонтова установили, что низкоплавкие твердые парафины представляют собой в основном углеводороды нормального строения, тогда как в состав более высокоплавких продуктов — товарных церезинов входят изомерные их формы.

Парафины и церезины применяются для изготовления свечей, для пропитки соломки спичек, в производств восковой бумаги, в качестве диэлектрика в электротехнической и радиотехнической промышленности. При окислении хорошо очищенного парафина воздухом в присутствии катализаторов образуются карбоновые кислоты, применяемые в мыловарении как заменители жиров. Крекингом парафина получают а-олефины — сырье для производства моющих веществ и др.

В нефтях крайне редко и в незначительных количествах встречаются олефины. Большое количество олефинов и некоторых других непредельных углеводородов появляется в продуктах деструктивной переработки нефти. Эти углеводороды отличаются высокой реакционной способностью и поэтому легко полимеризуются, осмоляются, что приводит к снижению срока службы и хранения нефтепродуктов. Непредельные углеводороды являются нежелательными компонентами моторных топлив и смазочных масел. Многие непредельные углеводороды — ацетилен, этилен, пропилен, бутилен, бутадиен — получили широкое применение в производстве полиэтилена, полипропилена, синтетического спирта и каучука.

Нафтеновые углеводороды в нефтях были впервые открыты В. М. Марковниковым. В нефтях обнаружены нафтеновые углеводороды с одним, двумя, тремя и четырьмя циклами. Распределение нафтеновых углеводородов по фракциям самое разнообразное. В одних нефтях содержание их возрастает с утяжелением фракций, в других оно остается неизменным или понижается.

Нафтеновые углеводороды являются важнейшей составной частью моторных топлив и смазочных масел. Автомобильным бензинам они придают высокие эксплуатационные свойства. Моноциклические нафтеновые углеводороды с длинными боковыми парафиновыми цепями являются желательными компонентами реактивных и дизельных топлив, а также смазочных масел. Являясь главной составной частью масел, они обеспечивают выполнение одного из основных требований, предъявляемых к смазочным маслам, — малое изменение вязкости с изменением температуры. При одинаковом числе углеродных атомов в молекуле нафтеновые углеводороды характеризуются большей плотностью и меньшей температурой застывания, чем парафиновые углеводороды.

В настоящее время нафтеновые углеводороды легких фракций нефтей широко применяются в качестве сырья для получения ароматических углеводородов: бензола, толуола и ксилолов. Находящиеся в бензиновых фракциях нафтеновые углеводороды в процессе каталитического риформинга превращаются в ароматические. Из индивидуальных нафтеновых углеводородов наибольший интерес представляет циклогексан высокой чистоты, являющийся сырьем для производства найлона.

Впервые они были открыты в нефтях и систематически изучены В. В. Марковниковым и В. Н. Оглоблиным. В состав нефтей входят ароматические углеводороды с числом циклов от одного до четырех. Распределение их по фракциям различно. Как правило, в тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. В нефтях средней плотности и богатых нафтеновыми углеводородами ароматические углеводороды распределяются по всем фракциям почти равномерно. В легких нефтях, богатых бензиновыми фракциями, содержание ароматических углеводородов резко снижается с повышением температуры кипения фракций. Ароматические углеводороды бензиновых фракций (выкипающих от 30 до 200° С) состоят из гомологов бензола. Керосиновые фракции (200—300° С) наряду с гомологами бензола содержат производные нафталина, но в меньших количествах. Ароматические углеводороды тяжелых газойлевых фракций (400—500° С) состоят преимущественно из гомологов нафталина и антрацена.

По сравнению с другими группами углеводородов ароматические обладают наибольшей плотностью. По вязкости они занимают промежуточное положение между парафиновыми и нафтеновыми. Ароматические углеводороды являются ценными компонентами бензинов (обычно к бензинам добавляют от 30 до 60% бензола, толуола и ксилолов), однако снижают качество реактивных и дизельных топлив, так как ухудшают характеристики их сгорания. Согласно требованиям ГОСТ содержание ароматических углеводородов в реактивном топливе не должно превышать 20—22%.

Моноциклические ароматические углеводороды с длинными боковыми изопарафиновыми цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства. Весьма нежелательны в этом отношении ароматические углеводороды без боковых цепей и полициклические. Однако для повышения химической стабильности смазочных масел необходимо оставлять в них последние в небольшом количестве.

Ароматические углеводороды, по сравнению с другими группами углеводородов, обладают высокой растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, но содержание их во многих растворителях нефтяного происхождения ограничивают из-за высокой токсичности. Продолжительное воздействие небольших количеств паров бензола вызывает хроническое отравление, утомляемость, головные боли, сонливость, нарушение нормального состава крови. Предельно допустимая концентрация паров бензола в воздухе 5 мг/м 3 , толуола и ксилолов — 50 мг/м 3 .

В настоящее время ароматические углеводороды применяются как компоненты нефтепродуктов, растворители, а также в производстве взрывчатых веществ и в качестве сырья для нефтехимического синтеза.

Сера встречается почти во всех нефтях. За некоторым исключением, с повышением содержания серы в нефтях возрастают их плотность, коксуемость, содержание смол и асфальтенов.

Распределение серы по отдельным фракциям зависит от природы нефти и типа сернистых соединений. Обычно содержание серы увеличивается от низкокипящих к высококипящим и достигает максимума в остатке от вакуумной перегонки нефти.

Тины сернистых соединений в нефти весьма разнообразны. Отдельные нефти содержат свободную серу, которая при длительном хранении их выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В других случаях сера пребывает в нефтях и нефтепродуктах в связанном состоянии, т. е. в виде сероводорода и сероорганических соединений (меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофенов).

Среди сернистых соединений нефтей и нефтяных фракций различают три группы. К первой из них относятся сероводород и меркаптаны, обладающие кислотными, а потому и наиболее сильными коррозионными свойствами. Ко второй группе относятся нейтральные на холоду и термически мало устойчивые сульфиды и дисульфиды. При 130—160° С они начинают распадаться с образованием сероводорода и меркаптанов. В третью группу сернистых соединений входят термически стабильные циклические соединения — тиофаны и тиофены. Основное количество серы в нефтях находится в виде производных тиофанов и тиофенов.

Извлеченные из нефтяных фракций сернистые соединения могут использоваться как сырье для нефтехимической промышленности.

Принято считать, что азот появился в нефтях в результате распада белков материнского вещества нефтей. Изучение состава азотсодержащих веществ различных нефтей показало, что азот находится в них в виде соединений, обладающих основным, нейтральным или кислым характером. К числу азотистых соединений основного характера относятся пиперидин, пиридин и хинолин; к нейтральным — бензпиррол, или индол, и карбазол; к кислотным — пиррол и др. Реагируя со щелочными металлами, азотистые соединения образуют соответствующие соли. Особое место среди азотистых соединений нефтей занимают порфирины. Это комплексы из соединений азота с высокомолекулярными углеводородами, включающие металлы — ванадий и никель. Доказано наличие в нефтях кислых и основных порфиринов. В числе прочих азотистых соединений нефтей следует назвать аминокислоты и аммонийные соли. Они интересны как добавки, способные повышать адгезионные свойства битумов.

Содержание азота в нефтяных фракциях увеличивается с повышением их температуры кипения. Наибольшее количество (от 2 / 3 до 3 / 4 ) его находится в тяжелых остатках от перегонки. Между содержанием азота, серы и смолистых веществ в нефтях имеется некоторая связь: богаты азотистыми и сернистыми соединениями тяжелые смолистые нефти; легкие, малосмолистые нефти содержат крайне мало азота. Азотистые основания используются как дезинфицирующие средства, антисептики, ингибиторы коррозии, как добавки к смазочным маслам и битумам, антиокислители и т. д. Однако наряду с положительным влиянием азотистых соединений они обладают и нежелательными свойствами — снижают активность катализаторов в процессах деструктивной переработки нефти, вызывают осмоление и потемнение нефтепродуктов. Высокая концентрация азотистых соединений в бензинах (1-10 4 вес. %) приводит к усиленному коксо – и газообразованию при их каталитическом риформинге. Даже не большое количество азотистых соединений в бензине способствует усилению лакообразования в поршневой группе двигателя и отложению смол в карбюраторе. Наиболее полно удаляются азотистые соединения из нефтяных фракций 25%-ным раствором серной кислоты.

Во всех нефтях обнаружено незначительное количество кислорода в виде соединений — нафтеновых кислот, фенолов, асфальто-смолистых веществ.

Нафтеновые кислоты представляют собой карбоновые кислоты циклического строения, главным образом производные пятичленных нафтеновых углеводородов. В отдельных нефтях найдены би-, три – и тетрациклические нафтеновые кислоты, а также и карбоновые кислоты жирного ряда. Содержание нафтеновых кислот в нефтях невелико. Наименьшее количество нафтеновых кислот содержится в парафинистых нефтях и их фракциях, наибольшее — в смолистых нефтях.

Содержание нафтеновых кислот в нефтяных фракциях принято характеризовать кислотными числами, т. е. числом миллиграммов едкого кали, расходуемого на нейтрализацию 1 г вещества в спирто-бензольном растворе в присутствии фенолфталеина. Нафтеновые кислоты широко применяются в технике для пропитки шпал, при регенерации каучука из вулканизированных изделий, как заменители жирных кислот в производстве мыла и как антисептические средства для борьбы с гнилостными грибками. Металлические соли нафтеновых кислот, в частности кальциевые, используются в производстве консистентных смазок. Для механизмов, работающих под большим давлением (например, планетарных шестерен задней оси автомобиля), готовят смазки из нафтената свинца, серы и минерального масла.

Фенолы впервые были обнаружены в бориславской нефти. Незначительное количество их найдено и в бакинских нефтях. Больше фенолов содержится в нефтях восточных районов страны: пермских — 0,013 вес. %. Процессы выделения фенолов из нефтяных фракций пока не получили промышленного применения.

Асфальто-смолистые вещества являются неотъемлемым компонентом почти всех нефтей. Редко встречающиеся «белые» нефти представляют собой продукты разной степени обесцвечивания темных смолосодержащих нефтей, мигрировавших через толщи глин из глубоких недр земли. Содержание и химический состав асфальто – смолистых веществ в значительной мере влияют на выбор направления переработки нефти и набор технологических процессов в схемах действующих и перспективных нефтеперерабатывающих заводов. В связи с этим одним из главных показателей качества товарных нефтей при их классификации является относительное содержание асфальто-смолистых веществ. Количество асфальто-смолистых веществ в легких нефтях не превышает 4—5 вес. %, в тяжелых нефтях достигает 20 вес. % и более.

По принятой в настоящее время классификации асфальто-смолистые вещества нефтей подразделяются на четыре вида: 1) нейтральные смолы, 2) асфальтены, 3) карбены и карбоиды, 4) асфальтогеновые кислоты и их ангидриды.

Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:

обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем; осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечивать высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности; использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Значительное повышение эффективности переработки нефти дает использование комбинированных установок, работающих по «жестким связям». В этом случае дистиллятное или остаточное сырье вторичного процесса (каталитический крекинг, коксование) поступает в виде горячего потока непосредственно с установки, подготавливающей это сырье (AT, АВТ).

На случай остановки какого-либо звена «цепочки», составляющей комбинированную систему, предусмотрен небольшой парк промежуточных резервуаров. Если имеется несколько комбинированных блоков, «жесткие связи» могут быть предусмотрены не только внутри каждой системы, но и между блоками.

Комбинированная система состоит из установок первичной перегонки нефти, вторичной перегонки бензина, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга вакуумного газойля и легкого термического крекинга гудрона.

Использование комбинированных установок в значительной мере способствует охране окружающей среды. Сокращается территория завода за счет устранения части коммуникаций и сокращения резервуарного парка, экономии топлива, уменьшения объема оборотной воды. В связи с этим уменьшается выделение в атмосферу продуктов сгорания углеводородных паров и газов.

Большинство крупных НПЗ в той или другой форме связано с нефтехимическими процессами. Эта связь иногда основана на том, что сырье для нефтехимического синтеза получается в качестве побочного продукта; например, при депарафинизации дизельных фракций с целью снижения их температуры застывания одновременно получают мягкие парафины — ценное сырье для производства белково-витаминных концентратов (БВК) или синтетических жирных спиртов (СЖС). В других случаях сырье для нефтехимии является целевым продуктом: например, на заводах большой мощности со значительными ресурсами бензиновых фракций предусмотрен риформинг фракции 140—180 °С с целью получения высокооктанового бензина, а фракцию 62—140°С подвергают риформингу для получения ароматических углеводородов. Обычно на этом же НПЗ бывает организован и сложный комплекс разделения изомеров ксилола четкой ректификацией, фракционной кристаллизацией или адсорбцией на цеолитах. Однако последующие синтезы с использованием полученных чистых ароматических углеводородов (например, на основе ксилолов — производство фталевого ангидрида, терефталевой кислоты и далее волокон, смол и т. д.) чаще ведут на отдельном химическом предприятии.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов, основные из них следующие:

потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование; оптимальное соотношение производимых нефтепродуктов — бензина, реактивного, дизельного и котельного топлива; потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов; наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива; качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.; гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов.

Поточные схемы заводов топливного профиля обычно характеризуют по глубине переработки нефти (т. е. по отбору светлых нефтепродуктов): с неглубокой и глубокой переработкой. В связи с развитием процессов получения сырья для нефтехимии поточные схемы глубокой переработки нефти все с большим основанием заслуживают названия комплексных.

При неглубокой переработке нефти наряду со светлыми нефтепродуктами получают и значительный выход остатка — котельного топлива. При этом в поточную схему завода включено относительно небольшое число установок: прямой перегонки нефти, каталитического риформинга бензиновой фракции, гидроочистки на основе водорода, получаемого на установке риформинга. Подобные схемы НПЗ свойственны тем странам или районам, где высок спрос на котельное топливо.

Нефть поступает на обессоливание и затем на атмосферную перегонку. При этом от нефти отгоняют легкий бензин (до 62°С), который после изомеризации используют при компаундировании товарного бензина; фракцию 62—180 °С, поступающую на каталитический риформинг; фракцию дизельного топлива (180—350 °С). Остаток (мазут выше 350 °С) является котельным топливом. Предусмотрены гидроочистка и де – парафинизация (карбамидная или адсорбционная) фракции дизельного топлива для его облагораживания и снижения температуры застывания.

Газы прямой перегонки нефти, риформинга, изомеризации и гидроочистки направляют на очистку от серы и фракционирование. С установки ГФУ выводят сжиженный и сухой газы. Сжиженный газ может служить бытовым или автомобильным топливом, сухой газ — технологическое топливо.

Сероводород, выделенный при гидроочистке сырья риформинга и фракции дизельного топлива, направляют на производство серы. Товарный бензин получают компаундированием бензина риформинга, изомеризата и небольшого количества бензина, образующегося при гидроочистке дизельного топлива.

Наличие установки депарафинизации позволяет получать зимнее и летнее дизельное топливо; последнее отбирают сразу после гидроочистки (минуя депарафинизацию) либо получают частичным компаундированием с зимним дизельным топливом. Наряду с дизельным топливом на этой установке получают жидкие парафины — сырье для нефтехимического синтеза.

Характерной особенностью схемы является высокий выход мазута; поскольку нефть сернистая, мазут содержит 3% серы, т. е. его сжигание сопровождается отравлением атмосферы.

Для современных заводов более типична глубокая переработка нефти. При современном уровне технологии переработки нефть является слишком ценным сырьем, чтобы сжигать значительную ее часть в топках котельных установок. Проекты новых нефтеперерабатывающих заводов и реконструкция существующих ориентированы на глубокую переработку нефти по комплексным схемам, предусматривающим получение как топлив, так и сырья для нефтехимии.

Головным процессом в схемах глубокой переработки нефти является уже не атмосферная, а атмосферно-вакуумная перегонка нефти, т. е. отбор от нефти всех фракций, выкипающих не ниже, чем до 500 °С.

Варианты поточных схем глубокой комплексной переработки нефти довольно разнообразны и зависят от перечисленных выше факторов, среди которых значительную роль играет качество исходной нефти. Доля сернистых и высокосернистых нефтей в нефтях весьма значительна. Это осложняет схемы ее переработки широким применением гидроочистки, а также деасфальтизации, поскольку все сернистые, а особенно высокосернистые нефти содержат повышенное количество асфальтосмолистых веществ.

Нефть при глубокой переработке поступает на установку ЭЛОУ-АТ. Бензиновую фракцию н. к. — 180 °С разделяют вторичной перегонкой на более узкие. Легкий бензин (н. к. — 62 °С) подвергают изомеризации, а изомеризат смешивают с бензином риформинга. Фракция 62—140 °С идет на риформинг для получения ароматических углеводородов. Фракция 140—180 °С поступает частично на риформинг для получения высокооктанового бензина, а частично используется как компонент авиационного керосина, который вместе с фракцией 180—240 °С подвергают гидроочистке. Фракция дизельного топлива (240—350 °С) также проходит гидроочистку, после чего полностью или частично идет на депарафинизацию для получения зимнего дизельного топлива. Из катализата, полученного при риформинге фракции 62—140 °С, экстрагируют ароматические углеводороды, которые затем разделяют перегонкой. Рафинат (остаток после выделения экстракта) может явиться сырьем пиролиза.

Мазут, поступающий на вакуумную перегонку, перерабатывают по двум направлениям: получаемая после вакуумной перегонки фракция 350—500 °С (или выше) частично идет на каталитический крекинг, а частично на гидрокрекинг. Последнее оправдано в том случае, если требуется увеличить ресурсы реактивного топлива, которое получается при гидрокрекинге достаточно стабильным.

Гудрон частично используют для получения битума, а основное количество направляют на коксование. Бензин коксования подвергают глубокой гидроочистке, поскольку он обладает повышенным содержанием непредельных углеводородов и серы; после этого его направляют на риформинг, так как октановое число его невысоко.

Легкий газойль коксования после гидроочистки используют как компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль коксования может служить компонентом сырья каталитического крекинга или гидрокрекинга, но последнее предпочтительнее, так как содержание серы в этом газойле больше, чем в прямогонном.

Бензин каталитического крекинга тоже проходит гидроочистку. Легкий газойль каталитического крекинга при наличии цеолитового катализатора сильно ароматизирован, и его нужно или подвергать глубокой гидроочистке или использовать как сырье для гидродеалкилирования (с целью получения нафталина). Что касается тяжелого газойля, если содержание серы позволяет, он может быть использован как исходное сырье для получения технического углерода. При гидрокрекинге в зависимости от заданной глубины процесса и расхода водорода в том или другом соотношении получают бензин, фракции реактивного и дизельного топлив.

Углеводородные газы всех процессов проходят очистку от H2S, но не в смеси: непредельные газы коксования и каталитического крекинга разделяют на компоненты на блоке ГФУ непредельных газов, а газы риформинга, изомеризации, гидроочистки и гидрокрекинга — на блоке предельных газов. Фракция С 4 с обоих блоков служит сырьем на установке алкилирования; фракцию С 3 предельных газов можно применять как сжиженный газ или направлять на пиролиз; фракцию С 3 непредельных газов можно использовать для нефтехимических целей (получение полипропилена, кумола). Сероводород, выделенный из газов, направляют на производство серы.

Наличие гидрокрекинга и широкое использование гидроочистки потребует, очевидно, дополнительного количества водорода (помимо водорода риформинга.

На основе подобной схемы можно получить ассортимент топлив высокого качества: автомобильные бензины с октановым числом не ниже 93 (исследовательский метод); малосернистое дизельное топливо (0,2% серы), в том числе зимнее; котельное.

Самарская область — крупный нефтедобывающий район страны. К настоящему времени здесь открыто более 100 месторождений, большинство из них — многопластовые. Нефтяные залежи области связаны с отложениями пермского, каменноугольного и девонского возрастов. Залежи нефти в отложениях пермского возраста развиты главным образом на Большекинельском и Малокинельском валах, которые продолжаются в Оренбургской области. Наибольшие запасы нефти каменноугольных отложений (угленосного горизонта) находятся в зоне жигулевских дислокаций и к востоку от них в зоне Болышекинельского и Малокинельского валов. В этих же зонах расположены крупные залежи девонской нефти.

Область подразделяется на шесть нефтегазоносных районов: Кинель-Черкасский, Южно – Куйбышевский, Самаро-Лукский, Сергиевский, Чапаевский и Ставропольская депрессия.

Самые крупные месторождения области — Мухановское, Дмитриевское, Неклюдовское, Дерюжовское, Хилковское, Козловское приурочены к Кинель-Черкасскому району. Большие нефтяные месторождения открыты в Южно-Куйбышевском и Самаро-Лукском районах: Кулешовское, Лебяжинское, Ново-Запрудненское, Алакаевское, Красноярское, Белозерское и др. На северо-востоке области и в Сергиевском нефтеносном районе крупными месторождениями являются Радаевское и Якушинское.

Физико-химическая характеристика нефтей Куйбышевской области весьма различна — как на разных месторождениях, так и на одном и том же месторождении, но на разных горизонтах. Основное количество нефти в области добывается из залежей каменноугольного возраста. Это сернистые, смолистые и парафиновые нефти; содержание светлых нефтепродуктов 15—28% (фракции до 200 °С) и 35—54% (фракции до 350 °С).

Нефти карбона Сергиевского нефтяного района (месторождения Радаевское и Якушинское) отличаются от остальных высокой относительной плотностью (0,8699—0,9040), большим содержанием силикагелевых смол (16—22%); они высокосернисты (2,4—3,3% серы). Содержание светлых фракций в нефтях невелико — 15—17% (до 200°С) и 34—39% (до 350 °С).

В Южно-Куйбышевском районе (месторождения Кулешовское, Бариновское) нефти характеризуются низкой относительной плотностью (0,7980—0,8160), небольшим содержанием серы (0,20—0,71%) и высоким содержанием легких дистиллятов —34—37% (до 200 °С) и 60—68% (до 350 °С).

Девонские нефти пашийских и живетских продуктивных горизонтов, как правило, отличаются низкой плотностью, невысоким содержанием смол и ас-фальтенов, а также большим содержанием светлых нефтепродуктов.

В нефтях разных месторождений и пластов растворено различное количество газов (до С4 и С5); во всех случаях в газах характерно преобладание углеводородов нормального строения.

Из всех нефтей области прямой перегонкой могут быть получены лишь компоненты автомобильных бензинов с низким октановым числом (32—42). Это можно объяснить высоким содержанием парафиновых углеводородов (54—78%) во фракции н. к. — 200 °С. Легкие керосиновые дистилляты из большинства нефтей области содержат незначительное количество серы, однако многие из них необходимо очищать от меркаптановой серы. Для фракций, соответствующих осветительным керосинам, очистка от серы также необходима. Дизельные фракции большинства нефтей удовлетворяют требованиям ГОСТ на дизельные топлива летних и зимних марок, однако многие из них также нужно очищать от серы. Кроме того, из большинства нефтей Куйбышевской области можно получать мазуты основных марок, отвечающие требованиям ГОСТ. Суммарный выход базовых масел с ИВ 85 составляет 16,4—28,0% (на нефть).

Примерно у 50 % нефтей области был исследован групповой состав сераорганических соединений. Изучался состав сернистых соединений самих нефтей и фракций, выкипающих до 300 °С, полученных на аппарате АРН-2 .

Сосновская нефть добывается в Куйбышевской области. Шифр нефти IIIТ 1 М 4 И 2 П 2. Это сернистая нефть. Содержание:

содержание общей серы -2,42%, газов, растворенных в нефти -1,6%, твердых парафинов -6,1%, содержание хлористых солей 460 мг/л, содержание воды 0,9%масс.

плотность нефть 0,867 г/см 3 , вязкость кинематическая при 20 0 С –30сСт, при 50 0 С – 9,66сСт, температура застывания –минус 28 С, коксуемость 4,52%.

Бензиновая фракция, выделенная из нефти, имеет октановое число –37 и содержание серы 0,213%масс. Плотность фракции 0,7271 г/см 3 .

Керосиновый дистиллят имеет плотность 0,814 г/см 3 . Содержание серы 0,13% масс.

Дизельная фракция. Плотность фракции 0,851 г/см 3 ,содержание серы 1,8% масс.

Нефть состоит из 27 узких фракции, плотность при 20 0 С, выход %масс. (Gi) и суммарный выход %масс. узких фракций согласно разгонки представлены в таблице 1.

3. Теплота испарения компонентов рассчитывается по формуле Кистяковского (2): ri = (36,63+19,13*LgTi)Ti*0,001 кДж/моль

Схема переработки Сосновской нефти включает в себя несколько блоков:

Блок подготовки нефти к переработки; Первичная перегонка нефти; Вторичная переработка нефти; Блок очистки нефтепродуктов.

Нефть, поступающая с промысла, содержит соли и воду, поэтому перед переработкой, нефть отстаивается от воды и солей. Нефть проходит группу рекуперативных теплообменников, где подогревается за счет тепла ПЦО АТ и ВТ. поступает в разделитель. В разделителе нефть дополнительно дегазируется и отстаивается от воды. Отстоявшаяся кислая метанольная вода выводится в коллектор кислых вод и далее на блок отстоя.

Нефть поступает в буферную емкость, где происходит дополнительное расширение нефти с образованием газа стабилизации. Далее нефть подается в электроразделитель ЭР-01 через смеситель СМ-01, куда также подается циркулирующая вода для разбавления и отмыва солей эмульгированной воды.

Электрообессоливание осуществляется в две ступени. В электроразделителе ЭР-01 при давлении до 29 кгс/см2 и температуре не более +80 0 С в поле высокого напряжения происходит разложение эмульсии на нефть и воду.

Нефть с верха ЭР-01 подается в ЭР-02, предварительно пройдя смеситель СМ-02, где происходит разбавления и отмыв солей эмульгированной воды. Параметры и процесс обессоливания в электроразделителе ЭР-02 аналогичны.

Нефть, обезвоженная и обессоленная, из электроразделителя ЭР-02 направляется на дальнейшую переработку на блок установки АТ.

Для пополнения воды на второй ступени обессоливания производится подпитка свежей технической воды. С целью улучшения разложения эмульсии в электроразделителях можно производить подачу деэмульгатора.

Производительность – 37 млн. т/год Часовая производительность установки с учетом ППР – 8200 ч/го Часовая производительность – 4512195,122 кг/ч или 4512,195 т/ч. Содержание воды 0,9%масс.

Для составления баланса необходимо рассчитать расход промывной воды.

Определение расхода промывной воды для выбранной нами схемы осуществляется следующим образом:

Свк С’вк С”вк – содержание воды в нефти, поступающем на ЭЛОУ, выходящем из 1 и 2 ступеней, % масс.

Cс C”с – концентрация солей в нефти поступающим на ЭЛОУ, выходящим из 2ступени г/м3. Данные для расчета занесены в таблицу №8.

Пренебрегая слагаемым G”в*Cспр и полагая, что G”дв = G”в, подставляя C’с в последнее уравнение, получаем:

На основе справочных данных выход бензиновой фракции из Сосновской нефти составляет менее 25 %масс, выход газа 1,6 %масс. Поэтому в данном случае предпочтительной схемой АТ является установка двукратного испарения с адиабатическим испарителем и одной сложной ректификационной колонной. Преимущество данной схемы – отделение легких компонентов нефти в испарителе, в печь поступает нефть освобожденная от легких компонентов.

Нефть, разделенная на два потока, проходит группу теплообменников Т01-03 и Т-04-05, где нагревается до200-220С и поступает в адиабатический испаритель Е-01. Пары легкого бензина и растворенные в нефти углеводородные газы подаются в ректификационную колонну К-01 и выполняют функцию испаряющегося агента. Нижний продукт испарителя проходят через печь П-01 и далее направляется на питание ректификационной колонны.

Головным продуктом ректификационной колонны К-01 является смесь жирного газа и легкого бензина, по выходе из колоны пары бензина охлаждаются в холодильнике Х-01 и конденсируются в газосепараторе Е-02. Жидкая бензиновая фракция из газосепаратора забирается насосом и подается на вторичную перегонку. Часть бензина этим же насосом возвращается в колонну К-01 в качестве орошения.

Колонна К-01 имеет три отпарные секции С-01-03, которые используются для вывода фракций:

Фракции охлаждаются в теплообменниках Т-01-02-03 , соответственно, в аппаратах воздушного охлаждения Х02-03-04, и направляются на дальнейшую переработку. Под нижние тарелки отпарных колонн вводится перегретый водяной пар.

Тяжелый остаток нефти, в колонне К-01, продувается перегретым водяным паром. Мазут, освобожденный в значительной мере от низкокипящих фракций, с низа колонны К-01 направляется на блок ВТ.

В колонне К-01 имеется циркуляционное орошение ПЦ01-02, тепло которого отдается нефти в теплообменнике Т-04-05.

Расход водяного пара в отпарные секции и в низ колонны принимается 2% на выводимы продукт.

Существуют две схемы переработки мазута – топливная и масляная. При топливной получают только одну фракцию (350-500°С), используемую обычно как базовый продукт для каталитического крекинга или гидрокрекинга. При масляной переработке – три фракции: легкие дистиллятные масла (выкипающие при 300-400°С), средние дистиллятные масла (выкипающие при 400-450°С) и тяжелые дистиллятные масла (выкипающие при 450-500°С).

Для мазута Сосновской нефти предпочтительно использовать схему однократного испарения по масляному варианту, т. к. выход базовых масел составляет 22% на нефть.

С установки АТ мазут направляется на установку вакуумной перегонки, нагревается в печи П-01 до температуры ввода в колонну и поступает на разделение в ректификационную колонну К-05 .

Головным продуктом ректификационной колонны является вакуумный соляр, по выходе из колоны пары которой конденсируются в конденсаторе Х-01 и собирается в вакуумном приемнике Е-01. Из приемника фракция забирается насосом, часть верхней фракции подается на верхнею тарелку колонны в качестве орошения, а остальное ее количество откачивается с установки.

Кубовым продуктом ректификационной колонны К-05 является гудрон, который прокачивается через теплообменник Т-01 и отводиться с установки.

В качестве боковых погонов из колонне К-05 выводятся фракции 350-420С и, фр. 420-500, которые прокачиваются через теплообменник Т-02, Т-03 и отворяться с установки.

В колонне имеется циркуляционное орошение, тепло которого отдается нефти с установки АТ в теплообменнике Т-04.

Схема установки однократного испарения мазута по масленому варианту

Каталитической изомеризацией легких бензиновых фракций Сосновской нефти можно значительно повысить октановое число бензина.

Подавляющая масса перерабатываемых нефтей характеризуется низкооктановыми бензиновыми фракциями. Подвергая фракцию изомеризации, можно повысить ее октановое число на 15—20 единиц за счет превращения содержащихся в ней нормальных парафиновых углеводородов.

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

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

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

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

– бифункциональные катализаторы, содержащие платину (или палладий) на кислотном носителе.

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

Для увеличения выхода целевого продукта процесс ведут с рециркуляцией не превращенного сырья.

В процессе изомеризации Сосновской нефти получается газ, направляемый на ГФУ и изомеризат, являющийся высокооктановым компонентом автобензина.

Рис.5 Принципиальная технологическая схема процесса изомеризации

1— колонна для разделения основной фракций; 2 — колонна для разделения пентанов и гексанов; 3 — колонна для разделения н-пентана и изогексанов; 4 — реактор для изомеризации суммарной гексановой фракции; 5 — реакторный блок изомеризации фракции С 6 (без предварительного разделения); б — реактор для изомеризации н-пентана; 7 — колонна для разделения н-пентана и изопентанов; 8 — нагревательные печи; 9 — теплообменники; 10 — газосепараторы; 11 — компрессоры циркулирующего водорода; 12 — стабилизационная колонна. l — легкий бензин прямой гонки; ll — пентан-гексановая фракция; lll — фракция C7 и выше; IV — пентаны; V — изопентан; VI — гексаны; VII — изогексаны; VIII — водород; IX — углеводородный газ.

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

Сырьем для каталитического риформинга служат бензиновые фракции прямой перегонки нефти. Поскольку выход этих фракций на нефть относительно невелик (обычно не превышает 15—20%), общий объем сырья, перерабатываемого на установках риформинга, а также мощность отдельных установок не столь велики.

Основной реакцией, протекающей наиболее полно и избирательно при каталитическом риформинге, является дегидрогенизация шестичленных нафтенов. Каталитическому риформингу подвергают бензины различного происхождения, но пределы выкипания их обычно строго обусловлены. Для получения высокооктановых бензинов используется сырье широкого фракционного состава. Установлено, что подвергать риформингу наиболее легкую головку бензина, выкипающую до 80—85° С, нецелесообразно, так как это вызывает повышенное газообразование за счет гидрокрекинга; при этом заметного увеличения ароматизации сырья не происходит. С утяжелением углеводородов реакционная способность их увеличивается, однако при использовании сырья с к. к. выше 180—200° С процессы уплотнения на катализаторе довольно резко усиливаются. Таким образом, фракции бензина, перерабатываемые с целью получения высокооктанового топлива, выкипают примерно в пределах 80—180° С.

Содержание в сырье сернистых соединений должно быть минимальным. Наиболее чувствительны к сернистым соединениям платиновые катализаторы. Основными промышленными катализаторами риформинга являются алюмоплатиновый и алюмомолибденовый.

Алюмомолибденовый катализатор содержит обычно около 10% окиси молибдена, осажденной на окиси алюминия (90%). В циклическом процессе гидроформинга катализатор попеременно окисляется и восстанавливается.

Достоинством алюмомолибденового катализатора является его относительная сероустойчивость. При переработке бензинов с высоким содержанием серы окись молибдена частично переходит в сернистый молибден (MoS 2 ), который также является активным катализатором. Поэтому промышленный процесс гидроформинга характеризуется использованием бензиновых фракций без их предварительной гидроочистки.

Процесс каталитического риформинга протекает при высокой температуре и при значительном отрицательном тепловом эффекте реакции. Исходя из этого, в зону реакции должно подводиться тепло либо путем ввода теплоносителя, либо посредством разбивки объема катализатора на несколько зон, со ступенчатым подводом тепла в каждую зону. Наиболее распространен второй способ: каждый реактор содержит от 15 до 55% от общего объема катализатора. Проходя через слой катализатора, нагретое предварительно до 480—540° С сырье в смеси с циркулирующим водородом подвергается риформингу. После каждой зоны смесь частично прореагировавшего сырья и продуктов реакции поступает в нагревательный змеевик трубчатой печи для восстановления исходной температуры. Каждая из реакционных зон оформляется в виде отдельного аппарата.

Для переработки бензиновой фракции Сосновской нефти используем процесс гидроформинг. Выше отмечалось, что основной особенностью этой разновидности каталитического риформинга является применение алюмо – молибденового катализатора, менее активного, чем платиновый, но не требующего очистки сырья от серы. Принципиальная технологическая схема промышленной установки гидроформинга показана на рис. 6.

Исходное сырье — бензиновый дистиллят заданного фракционного состава — подается насосом через серию теплообменников 7, обогреваемых парами из последнего реактора 1в (или 1г). Подогретое примерно до 140—150° С сырье поступает в печь 3 и нагревается до 530—540° С. Трубчатая печь двухкамерная, двух-поточная. В печь 2 компрессором 13 через теплообменники 7 подают циркулирующий водородсодержащий газ, который нагревается в печи от 200—210 до 550—570° С.

Смесь сырья и водородсодержащего газа поступает в реактор 1а (или 16), где осуществляется превращение сырья примерно на 60—70%. В результате реакции температура паров снижается до 500— 510°С. Для завершения реакции пары из реактора 1а проходят через змеевик промежуточного подогрева, размещенный в печи 3, где перегреваются примерно до 550° С и поступают в реактор 1в. Если целевым продуктом является высокооктановый бензин, температурный режим установки мягче, чем при получении концентратов ароматических углеводородов. В последнем случае пары из реактора 1в без дополнительного нагрева проходят через специальный реактор, назначением которого является насыщение при мягком температурном режиме непредельных углеводородов, содержащихся в дистилляте риформинга. Этот реактор может быть заполнен или гидрирующим катализатором типа алюмокобальтмолибденового, или частично алюмомолибденовым, а частично отбеливающей землей.

Продукты из последнего реактора проходят теплообменные аппараты 7, холодильник 6 и, охлаждаясь до температуры около 40° С, поступают в газосепаратор высокого давления 5. Назначение аппарата 5 — отделение водородсодержащего газа от жидкого дистиллята. Нестабильный бензин из нижней части аппарата 5 поступает в стабилизационную колонну (дебутанизатор) 4, сверху которой уходит углеводородный газ, а снизу — стабильный бензин.

Для обеспечения непрерывности процесса два реактора находятся в рабочем периоде и два на регенерации или подготовке к подаче сырья.

Недостатком процесса гидроформинга является частая регенерация катализатора, а также меньшая его активность.

Рис.6 Принципиальная технологическая схема установки гидроформинга

1а, 1б — реакторы первой ступени; Iв, 1г — реакторы второй ступени; 2 — печь для нагрева циркулирующего газа; 3 — печь для нагрева сырья и продуктов реакции после первой ступени реакторов; 4 — стабилизационная колонна; 5 — газосепаратор высокого давления; 6 — холодильник; 7 — теплообменники; 8 — рибойлер; 9 — генератор инертного газа; 10 — холодильник циркулирующего инертного газа; 11 — компрессор циркулирующего инертного газа; 12 — воздушный компрессор; 13 — компрессор циркулирующего водородсодержащего газа.

1 — сырье; II — циркулирующий газ; III — продукты реакции I ступени; IV — циркулирующий инертный газ; V — избыток водородсодержащего газа; VI — отгон стабилизации; VII — стабильный катализат; VIII — воздух на регенерацию; IX — топливо; X — воздух; XI — вода; XII — газ регенерации.

Http://www. studmed. ru/view/kursovoy-proekt-razrabotka-potochnoy-shemy-pererabotki-sosnovskoy-nefti-po-kompleksnomu-variantu-proizvoditelnost-zavoda-po-nefti-37-mlnt-v-god_45694511138.html

ООО НОВАТОР оказывает специализированные услуги сосредоточены в области импорта и экспорта, размещенных по всему миру востребованный бизнес торгового и логистического распределения промышленности. Эти услуги разработан с целью поддержки и продвижения международной торговли бизнес на сырую нефть и нефтяной/нефтехимической продукции по всему миру, с соблюдением всех правил и формальностей, требуемых законом.

Выполняют в основном функции и предлагая наземные, воздушные и морские перевозки услуги по очень конкурентоспособной транзитное время; также как, закупщик, оптовик, представитель или агент международных и отечественных компаний; всегда выполнять логистического распределений, потребностям торговли, сервировки и соблюдения поставок, управления процессами, поддержания высокого уровня конфиденциальности, порядочность и ответственность со своими клиентами.

Мы нацелены на все компании размеры и лиц, внутри и за пределами страны, требуя логистических решений по управлению и любой вид товара должен, является передовым мультимодальной логистики и закупок сервисная компания, наш официальный с над 10 летами опыта в международной торговле и логистике предприятий; специализируется на предоставлении полного схема решения управления поставками в сети, воздушные и морские перевозки услуги через наш Мак и заинтересованность нисп сертификаты из/в любой точки мира, особые грузы проектов и направлены на обеспечение лучших услуг закупок по всем направлениям, как отечественных, так и международных.

С углубленным промышленности ноу-хау и государство-оф-арт-это системы, позволяют нам предоставлять интегрированные глобально, от двери до двери, экспедирование решений с учетом конкретных потребностей наших клиентов. Наше глобальное присутствие, напрямую или через нашу всемирную сеть деловых партнеров, позволяют нам охватить каждом месте, где любого груза наших клиентов возникает до ее транзита и места назначения, обеспечение любого процесса проверки товара нашим клиентам требуют. Мы стремимся, чтобы служить в отраслях тяжелой промышленности, таких как энергетика, нефть и газ, горнодобывающей, строительной, автомобильной и аэрокосмической.

Http://www. novatorstorage. ru/logistics. html

По характеру осадконакоплення в группе осадочных месторожденийизвестняка,

География месторождений известняка обширна. Кингисеппский, кикеренский, псковский,

Известняк — одна из самых распространенных осадочныхизвестнякаместорождений

4.2.2- Погрузка известняка в автосамосвалыразработки месторождений осадочных

О добыче известняка, природного камня» основана на разработке двух месторождений :

В области много месторождений известняка, содержащихся в осадочныхРяд месторождений

Условия образования осадочных месторождений классаместорождений известняка и

Обзор рынка известняка в России 6 Таблица 23. Поставки известняка на основные сахарные

Известняк – это одна из разновидностей осадочных пород, Добыча известняка.

Месторождений ювелирного берилла, в которых учтена специфика дов вдобыча известняка.

Разработка осадочных месторождений фосфоритов методом сгд 1. ЦЕНТР ПО САПРОПЕЛЮ

Карта месторождений полезныхдва месторождения в. 100 тыс. тонн известняка в.

Известняк — одна из самых широко распространённых осадочныхчистейшего известняка.

– добыча и переработка известняка; – производствоИзвестняк-это осадочных пород,

Как и у других осадочныхизвестняка совершенно разных расцветок и месторождений

Карьеры Украины – добыча камня известняка, Наибольшая концентрация месторождений

Условия образования осадочных месторождений, относятся месторождения известняка,

Растворение известняка быстрее происходит выше( 5 % осадочных пород и 3 75 % всей

В основе известняка лежитэто одна из самых широко распространенных осадочных

Поиски и разведка рудных и нерудных месторождений, известняка. осадочных и

Происхождение месторождений полезныхсложен из осадочных пород:известняка,

Pdf процесс добыча известнякаОборудование по переработке осадочныхместорождений

Входящий в состав известняка карбонат кальция способен медленно растворяться в воде,

Среди органогенно-обломочного известняка восадочныхместорождений

3.1 Расход известняка, комплексному освоению месторожденийэто осадочных

Http://maori. in/decrusher/26262-%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B9-%D0%B8%D0%B7%D0%B2%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BD%D1%8F%D0%BA%D0%B0-%D0%BE%D1%81%D0%B0%D0%B4%D0%BE%D1%87%D0%BD%D1%8B%D1%85.html

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://mylektsii. ru/2-64894.html

Меры поддержки НПЗ в виде обратного акциза могут быть введены не раньше отмены экспортных пошлин на нефть, сообщил первый замминистра энергетики РФ Алексей Текслер, отвечая на соответствующий вопрос. «Льготы, если для них нет источника, мало перспективно обсуждать. Но в случае завершения налогового маневра по согласованной плавной схеме такие источники могут быть определены, и тогда возможны дополнительные меры стимулирования нефтепереработки», – сказал Текслер.

Обсуждаемый механизм отрицательного, или обратного, акциза – это выплата определенной компенсации НПЗ из уплаченного им акциза за каждую тонну переработанной нефти, если после модернизации завод увеличивает выход светлых нефтепродуктов.

Директор налогового департамента Минфина Алексей Сазанов заявил в марте, что ведомство считает необходимым завершение налогового маневра в нефтяной отрасли и предлагает одновременно снизить акцизы на нефтепродукты на 2-3 рубля за литр, а также ввести отрицательный акциз на тонну переработанной нефти для заводов, которые поставляют нефтепродукты, соответствующие требованиям технического регламента, на внутренний рынок.

Однако Минэнерго выступает против завершения налогового маневра в нефтяной отрасли до 2025 года. Ведомство считает, что отсутствие фискальной стабильности создает основные проблемы для рынка нефтепереработки. Идея Минэнерго заключается в том, чтобы никаких маневров не проводить и дать рынку понятный стабильный фискальный режим на перспективу до 2025 года, когда будет запущен единый рынок нефти, нефтепродуктов и газа в рамках ЕАЭС. Речь идет и о сохранении экспортной пошлины, и о стабильных акцизах.

Http://oilcapital. ru/news/regulation/19-04-2018/tolko-posle-nalogovogo-manevra

Поделиться ссылкой: