Проектирование переработки нефти

В большинстве случаев атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бен­зина. Типовые мощности отечественных установок первичной перера­ботки нефти 2, 3, 4, 6 млн т/год.

Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.

Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти типа ромашкинской и отбор фракций н. к. — 62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исход­ное сырье, поступающее на установку, содержит 100—300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухсту­пенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержа­ние солей до 3—5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректифи­кационной колонны вследствие близкого фракционного состава полу­чаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. — 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. — 62 (компонент автобензина) и 140— 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140—220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.

Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подает­ся щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от нефти. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145—160 °С и давлении 1,4— 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками допол­нительно нагревается в теплообменниках до 210—250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воз­душного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30—35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б под­держивается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температу­рой 340 0 С.

1 — насосы; 2 —теплообменники; 3—электродегидраторы; 4 емкости; 5—конденсаторы-холо­дильники; 6 первая ректификационная колонна; 7—основная ректификационная колонна; 8 отпарные колонны; 9 фракционирующий абсорбер; 10— стабилизатор; 11, 12— фракцио­нирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13 вакуумная колонна; 14— вакуумсоздающее устройство; 15—печи;

I—сырая нефть; II—обессоленная нефть; III— V—компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII узкие бензиновые фракции (н. к. — 62 °С и 85— 120 °С соответственно); VIII продукты разложения; IX дистилляты вакуумной колонны; X—острый водяной пар; XI—гудрон; XII бензольная фракция (62—85 °С); XIII тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV су­хой газ; XV жирный газ

Остаток первой ректификационной колонны 6 полуотбензиненная нефть — нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применя­ются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колон­ны выходят пары фракции 85— 180°С и водяной пар, которые направ­ляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30—35 0 С пода­ется в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде бо­ковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV)и 280-350 0 C (V).

Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0 С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний продукт основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.

Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуум­ной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350—500 0 С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляцион­ное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежу­точные резервуары.

На установке применяются в основном аппараты воздушного ох­лаждения, что способствует сокращению расхода воды.

На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуум­ной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждает­ся до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.

Широкая бензиновая фракция н. к. — 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабили­заторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний продукт абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и ниж­ний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н. к. — 62 °С) и XII (62—85 °С). Нижний поток из стабили­затора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85—120 °С) и XIII (120—180 °С). Тепловой режим абсорбера регули­руется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.

Установка может работать с выключенным блоком вторичной пере­гонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10на­правляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступа­ет на защелачивание и далее в резервуарный парк.

Для удаления следов воды фракцию 140—250 °С осушают в электроразделителях.

На 1т перерабатываемой нефти расходуется 3,5—4м 3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27—33 кг топлива. На установке рационально использу­ется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтепе­рерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями пре­высила проектную — 6 млн т/год и достиглГ 7—8 млн т/год.

Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для нефти типа ромашкинской) характеризуется данными табл.

Полученные при первичной перегонке нефти продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, уг­лубление переработки нефти, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.

Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту со­ответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направля­ются на последовательные процессы очистки и приготовления товар­ных масел.

Http://megaobuchalka. ru/6/13931.html

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков — под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

Атмосферные трубчатые установки (AT) подразделяют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

3) установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

Вследствие большого разнообразия перерабатываемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распространены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90% (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низотпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора темпера туры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.

Первичная перегонка нефти (ППН) — наиболее отработанный и устоявшийся процесс, в основе которого лежит ректификация нефти.

В зависимости от этой индексации выбираем схема ППН и последующие очистки дистилляторов.

ППН осуществляют на атмосферно-вакумных трубчатых (АВТ) установках, в составе которых имеется несколько блоков:

Все эти блоки, за исключение второго, являются обслуживающими и призваны подготовить качественно нефть и облагородить продукты ее ректификации.

Назначение первого блока — глубокое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содержания солей не более 5 мг/л (из-за опастности гидролиза хлорида магния и образования коррозионной-активнойхлороводородной кислоты).

Для этого используется электрохимический метод -2−3-ступенчатая обработка в дегидраторах; электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) обычно комбинируют с атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ).

Основной аппарат — горизонтальный электродегидратор типа 1-ЭГ-160 (емкость 160 м 3 ), работающий под давление 1,0−1,4 Мпа и при температуре 160−180 °С.

На входе нефти в электоденидратор подают демульгатор (поверхностно-активное вещество, разрушающее защитные оболочки глобул эмульгированной воды в нефти), а также свежую промывную воду, снижающую солесодержание в эмульгированной промысловой воде.

Расход деэмульгатора, в зависимости от природы и качества нефти, состовляет от 10 до 250 г. /т, а количество подаваемой свежей промывной воды -5−6% на нефть.

Наиболее эффективными являются вертикальныеэлектродегидраторы с камерными электродами. Их производительность в 4−5 раз выше, чем у горизонтальных, и при этом объем значительно меньше.

Подготовленная на блоке ЭЛОУ нефть обычно содержит 5−6 мг/л нефти хлоридов и 0,1−0,2% воды. После подогрева в теплообменниках до 220−240 °С нефть поступает на атмосферную ректификацию.

Первичная перегонка нефти (ППН) является одним из старейших процессов, с которого фактически начиналась нефтепереработка. На первом этапе развития этого процесса он выполнял функцию получения какого-то одного продукта (в частности, керосина) как готового топлива. Затем — двух-трех продуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), но тоже как готовых топлив.

По мере совершенствования нефтепереработки роль ППН изменялась. В Настоящее время первичная перегонка нефти, происходит в установках АВТ является головным процессом в схеме любого нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), и АВТ и выполняют в основном диспетчерские функции. Это означает, что дистилляторы АВТ идут на последующие вторичные процессы переработки (вторичную перегонку, риформинг, гидроочистку и т. д. ) с целью получения готовых товарных продуктов или компонентов товарных продуктов.

Современные АВТ имеют максимальную мощность по нефти 3−8 млн т/год, число получаемых дистиллятов — от 6 до 10. Процесс является одним из энергоемких: удельный расход топлива составляет 20−22 кг/т нефти (АТ) или 30−35 кг/т нефти (АВТ). Общие топливо затраты на АВТ (считая электроэнергию, воду, воздух и др.) составляют 45−50 кг/т нефти, т. е. 4,5−5,0% от всей нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180−200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °C и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе — холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 °C и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 °C во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары — разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20−40 °С в холодильнике погружного типа и выводится с установки.

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефти получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н. к. — 140 (180) °С, керосиновые 140 (180) — 240 °C, дизельные 240−350 °С, вакуумный дистиллят (газойль) 350−490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350−400, 400−450 и 450−500 °С, тяжелый остаток > 500 °C — гудрон.

Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефти, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций — содержание фракций до 350 °C в этих нефтях составляет около 46 и 50% (мас.).

Таблица 1. Температуры выкипания и выход продуктов перегонки нефти на установках АВТ при переработке различных нефтей

Рассмотрим направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута.

Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофукционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, получения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бутановая фракция может получаться в сжиженном или газообразном состоянии.

Бензиновая фракция (28−180 °C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.

Керосиновая фракция (180−240 °C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.

Фракция дизельного топлива (180−340 °C) после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов легкого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствующего фракционного состава, например 180−240 и 240−350 °C. Фракция 200−220 °C парафинистыхнефте используется как сырье для производства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль 330−360 °C — затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки католического крекинга.

Мазут — остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (остаток выше 350 °C) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (выше 360 °C) — как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установки каталитического крекинга или гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического кренинка).

Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350−500 °C или 350−550 °C используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции 350−400, 400−450 и 450−500 °C после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используется для производства смазочных масел.

Гудрон — остаток вакуукомной перегонки мазута — подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

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

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

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

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

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

1.5 Основные факторы, определяющие выход и качество продУктов первичной перегонки нефти

Перегонка (дистилляция) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы — остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потомков пара и жидкостей 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 достаточном длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояние равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны управлениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давления, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колону 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.

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

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

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

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

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

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

Четкость погоноразделения — основной показатель эффективности работы ректификационных колонн, 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, то есть долей компонентов, выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смести в отобранных фракциях (дистиллятах или в остатке), а также отбором фракций от потенциала. Как косенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысокий требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуется соответственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокий разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 10−30 °C.

Установлено, что на разделительную способность ректификационных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков и жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давление, температура, место ввода сырья и т. д. ), иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число ® характеризуется соотношением жидкого и парового потока в концентрационной части колонны и рассчитывается как R=L/D, где L и D — количество соответственно флегмы и ректификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкостей в отгонной секции колонны, рассчитываемое как П = G/W, где G и W — количества соответственно паров и кубового продукта.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок — отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °C, с мазутом рис. 4

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

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

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

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350−500 и 350−520 ?С), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис. 5).

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:

В связи с увеличением масштабов переработки загазованных сернистых нефтей наиболее распространена перегонка по схеме с двухкрастного испарения — в двух ректификационных колонах (рис. 6).

Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменник 2 подается в электродегидратор 3 для обезвоживания. Отстоявшаяся нагретая нефть проходит теплообменник 4 и поступает в первичную ректификационную колону 5, где с верха ее отбирается легкая фракция бензина н. к. — 85 °C. Остаток из первой колонны 5 — полуотбензиненная нефть — насосом 6 подается через трубчатую печь 7 в основную ректификационную колону 8, в которой отбираются все остальные требуемые фракции — компоненты светлых нефтепродуктов и остаток — мазут. Часть нагретой в печи нефти возвращаются в первую колонну (горячая струя). Нагрев горячей струи возможен в отдельной печи, По этой схеме перерабатываются нефти с большим содержанием легкокипящих бензиновых компонентов и газа. При это газы уходят с верха первой колонны вместе с легкими бензиновыми парами. В результате предварительного выделения из нефти части бензиновых компонентов удается избежать большого давления в змеевике печи. При работе по этой схеме необходимы более высокие температуры нагрева в печи, чем при однократном испарении (с одной колонной), вследствие раздельного испарения легкокипящих и тяжелых фракций. Установки, работающие по схеме двухкратного испарения, строились в 1955—1965 гг. Они имеются на многих нефтеперерабатывающих заводах в нашей стране и за рубежом.

В Конце 40-ых годов установки АВТ имели производительность 500−600 тыс. т/год. Вскоре эти мощности оказались недостаточными для удовлетворения растущей потребности в массовых нефтепродуктах. С 1950 г. ускоренными темпами начали строить установи АВТ, работающие по схеме двухкратноо испарения, можностью 1, 1,5 и 2 млн. т/год. Схема такой промышленной установки мощностью 2 млн. т/год приводится на рис. 7.

Предварительно обезвоженная и обессоленная и обессоленная нефть забирается насосом 1 и после нагрева за счет тепла горячих потоков в теплообменнике 2 подается в первую ректификационную колону 3 (число тарелок 28). Газы и легкие бензиновые пары удаляются с верх колонны и ступают в конденсатор-холодильник 4. Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 насосом 5 подается в печь 6, откуда, нагретая примерно до 350? С, направляется в основную ректификационную колонну 7 (число тарелок 40). Часть нагретой полуотбензиненной нефти возвращается из печи 6 в качестве горячей стури в первую ректификационную колону 3 для получания дополнительного количества тепла. Колонна 7 оборудована трехсекционнойотпарной колонной 8. Эим установки рассчитаны на переработку стабильных и нестабильных малосернистых и сернистых нефте восточных районов страны.

Температура и давление в аппаратах установки приведены ниже в таблице 2.

В колоннах создается разное давление. Как известно, давление в колонне определяется фракционным составом головного погона и в конечном счете — остаточным давлением насыщенных паров жидкости после конденсации паров головного погона и их отделения в емкости (газосепараторе).

В К-1 в паровой фазе отбирается легкая (головная) бензиновая фракция н. к. — 62? С или н. к. — 85? С, а в К-2 — тяжелая бензиновая фракция, выкипающая выше 62? С или 85? С, поэтому давление в К-1 выше, чем в К-2 (0,4 — 0,5 МПа по сравнению с 0,15−0,20МПа). Это вызвано необходимостью после конденсации паров сохранения фракций в жидкой фазе при температуре окончательной охлаждения 30 — 35? С. Однако для более легкой фракции полная конденсация затруднительна. Более полная конденсация достигается применением дополнительного водяного охлаждения (после воздушного). При этом удается полное сконденсировать легкие бензиновые фракции (особенно это важно в летнее время и в жарком климате).

Эти физические закономерности сохраняются в колоннах стабилизации бензина и газофункционирующей установке, в которых в качестве головного погона отбираются соответствующие газовые фракции. В заводских условиях необходимо конденсировать и охлаждать их в воздушных и водяных аппаратах без применения специальных систем охлаждения.

На некоторых нефтеперерабатывающих заводах ранее использовались установки первичной перегонки с предварительным испарением легких фракций в пустотелой колонне предварительного испарения (испарителе, эвапораторе).

3. Расчетная часть. Выход продуктов первичной перегонки нефти мощностью 1,5 млн. тонн нефти в год.

Http://referat. bookap. info/work/230027/Razrabotka-ustanovki-pervichnoj-pererabotki

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

Процессы перегонки нефти осущ ествляют на так называемых атмо сферных трубчатых ( AT ) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух – и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).

Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего – трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензинеиную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350 – 360?C.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АВТ (или ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т. д.

В соответствии с общепринятым геологическим районированием 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 нефти 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 асфальтенов, а также большим содержанием светлых нефтепродуктов.

В нефти разных месторождений и пластов растворено различное количество газов (до С 4 и С 5); во всех случаях в газах характерно преобладание углеводородов нормального строения.

Из всех нефти 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 нефти 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 нефти удовлетворяют требованиям ГОСТ на дизельные топлива летних и зимних марок, однако многие из них также нужно очищать от серы. Кроме того, из большинства нефти 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% нефти Куйбышевской: области, представленных в настоящем справочнике, был исследован групповой состав сераорганических соединений.

Изучался состав сернистых соединений самих нефти и фракций, выкипающих до 300 °С, полученных на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011–64.

Содержание общей серы в нефти определялось сжиганием в печи, элементарной и меркаптановой – па электронном полярографе ПЭ-312 с автоматической записью полярограмм, сульфидной – потенциометрически на приборе ЛП-58.

Во фракциях содержание общей серы определяли по ГОСТ 1771 – 48, сероводорода и меркаптановой серы – амперометрически, сульфидной – потенциометрически, а элементарной так же, как и в нефти,– полярографически.

Таблица 1.1 – Основные физико-химические свойства Д митриевской нефти ( угленосный горизонт С III )

Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00419891_0.html

1 0 Процессы глубокой переработки углеводородного сырья, разрабатываемые ИНХС РАН. Состояние разработки, проектирования и строительства опытно-промышленной установки ОАО «Татнефть» по гидроконверсии тяжелых остатков и природных битумов. Октябрь 2015 г. Международная научно-практическая конференция «РАЗВИТИЕ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ», ПРИУРОЧЕННАЯ К 10-ЛЕТИЮ КОМПЛЕКСА ТАНЕКО

2 1 ТАНЕКО создано 10 лет назад Цель – качественное укрепления отечественной нефтепереработки и формирования передовых мощностей по производству востребованных на рынке нефтепродуктов. ТАНЕКО – первое за последние 30 лет масштабным инвестиционным и промышленным объектом, построенным на постсоветском пространстве с нуля. Главное достижение 2014 года в экономике Татарстана – производство дизельного топлива, авиационного керосина и базовых масел на нефтеперерабатывающем комплексе “ТАНЕКО”. Технологическую возможность для выпуска новой продукции обеспечивает комбинированная установка гидрокрекинга, которая впервые в отечественной нефтепереработке была построена за четыре года. Для “Татнефти” реализация этого важного этапа развития нефтеперерабатывающего комплекса в Нижнекамске означает переход на принципиально новый уровень, связанный с увеличением выхода светлых нефтепродуктов до 69 процентов и достижением цели по насыщению внутреннего рынка дизельным топливом, авиационным керосином и базовыми маслами

4 33 Процессы глубокой переработки углеводородного сырья, разрабатываемые ИНХС РАН. 1. ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА Новая технология получения синтез-газа из природного или попутного нефтяного газа Процессы получения олефинов из природного газа (ИНХС РАН, ИПХФ РАН) Глубокая переработка природного газа Конверсия природного газа через синтез – газ в высокооктановый бензин или легкую нефть Химическая переработка попутного газа в аналог легкого газового конденсата (ИНХС РАН и ИПХФ РАН ) 2. ПЕРЕРАБОТКА ТЯЖЕЛОГО НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ. Состояние разработки, проектирования и строительства опытно-промышленной установки ОАО «Татнефть» по гидроконверсии тяжелых остатков и природных битумов.

5 4 Преимущества технологии относительно низкий уровень капитальных затрат снижение энергозатрат использование воздуха в качестве окислителя без разбавления синтез-газа азотом исключение образования взрывоопасных смесей углеводороды – кислород предотвращение дезактивации катализатора в результате удаления кокса на стадии регенерации получение значительных количеств чистого азота CH 4 H 2+ co СИНТЕЗ-ГАЗ Воздух Азот MeO Me Регенерация катализатора: O 2 + 2Me 0 2MeO Реактор Регенерато р Конверсия углеводородного сырья в синтез-газ: CnHm + nMeO nCO + 1 / 2 m H 2 + nMe Катализатор с содержанием активного кислорода не менее 10 %мас. Новая технология получения синтез-газа из природного или попутного нефтяного газа ( ИОХ РАН, ИНХС РАН)

6 55 Сравнение технологий процессов получения синтез-газа Показатели Процессы Промышленное применение Предлагаемый Паровой риформинг Парциальное окисление Окислительная конверсия Материал основного оборудования Высоколегированная сталь Углеродистая сталь Кислород Не используется Используется. Необходимо дорогостоящее оборудование для разделения воздуха Используется в составе воздуха. Оборудование для разделения воздуха не требуется Пар Применяется в значительных количествах Применяется в количестве примерно 20-25% от процесса парового риформинга В технологии не используется Доп. продукция Нет Технический азот «Сажа»Содержится в реакционных газах. Накапливается на катализаторе Содержится в реакционных газах В реакционных газах не содержится. Непрерывно выводится с катализатором в регенератор для выжига Дымовые газы (экология) Значительные количества Имеются Образуются только в пусковой период Взрывобезопасность Средняя. Наличие открытого огня в печах. Низкая. Возможность образования взрывоопасных метана-кислородных смесей Очень высокая Энергопотребление Высокое Низкое

7 66 2. Процессы получения олефинов из природного газа (ИНХС РАН, ИПХФ РАН) Природный газ Синтез газ Получение ДМЭ Синтез олефинов в стационарном слое ZSM-5 Синтез олефинов в стационарном слое ZSM-5 Me n+ диаметр входных окон 0,5-0,7 нм MeSAPO-34/18 Si 4+ Me 2+ O AlAl P H O Получение метанала Пропилен (26-44%) Этилен (34-49%) Синтез олефинов в кипящем слое SAPO-34/18 Синтез олефинов в кипящем слое SAPO-34/18 Пропилен (до 45%) Этилен (до 40%) Этилен (до 40%) Компания Мобил (США) Компания Лурги(Германия) Компания ЮОП (США), Институты РАН

8 77 Глубокая переработка природного газа (ИНХС РАН, ИПХФ РАН) Выход низших олефинов 85% мас % 40-45% Конверсия % мас. Синтез-газ 1. Отрабатывается процесс на опытных установках мощностью до 1 кг олефинов в час 2. Созданы катализаторы и наработаны опытно-промышленные партии КРУПНОТОННАЖНЫЕ ПОЛИМЕРЫ: ПОЛИЭТИЛЕН ПОЛИПРОПИЛЕН ЭТИЛЕНПРОПИЛЕН Наноструктурированный катализатор на основе цеолита ZSM-5 Me n+ диаметр входных окон 0,5-0,7 нм

9 88 Состав легкой нефти, мас.%: Изо-парафины – Ароматические углеводороды – 5-15 Состав бензина, мас.%: Изо-парафины – Ароматические углеводороды – СО + Н 2 H-ZSM-5 ДМЭ Катализатор – наноразмерные частицы металлов и H-ZSM-5. Температура 340 о С. Давление 10 МПа. ZSM-5 Конверсия природного газа через синтез – газ в высокооктановый бензин или легкую нефть (ИНХС РАН, ИПХФ РАН, ОИВТ РАН)

10 млн. нм 3 /год 330 млн. нм 3 /год 55 тыс. т/год уч= тыс. т/год 10 тыс. т/год РАЗРАБАТЫВАЕМАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ЯВЛЯЕТСЯ ЭФФЕКТИВНОЙ И ГИБКОЙ ТЕХНОЛОГИЕЙ КОНВЕРСИИ УГЛЕРОДСОДЕРЖАЩЕГО СЫРЬЯ В БЕНЗИН ПРЕМИУМ КЛАССА ИЛИ ЛЕГКУЮ НЕФТЬ. Вариант 1 разрабатывается с немецкой фирмой Аркус для условий Европы. Вариант 2 разрабатывается с компанией Экстил (США) для стран – бывших республик СССР ОБЩАЯ СХЕМА GTL-ТЕХНОЛОГИИ НА ЦЕОЛИТАХ (ИНХС РАН, ИПХФ РАН, ИВТ РАН, ИОХ РАН) Вариант 1. Вариант 2. Нефть 100 млн. нм 3 /год 370 млн. нм 3 /год Синтез-газ Блок получения газа Получение синтез-газа Получение легкой нефти с низким содержанием ароматики Смешение с нефтью Нефть тыс. т/год бензин уч=1.15 Попутный нефтяной газ Магистральный нефтепровод

11 10 Химическая переработка попутного газа в аналог легкого газового конденсата (ИНХС РАН и ИПХФ РАН ) Синтетические углеводороды – аналог прямогонного бензина Производство электроэнергии из газов отдувки Получение синтез-газа Получение оксигенатов (смесь ДМЭ и метанал) Вода Газы отдувки Сырье Переработка попутного газа, сжигаемого на промыслах (от 20 млрд. куб. м. в год), позволит получить дополнительно 10 млн. тонн прямогонного бензина Преимущества процесса: использование блочной компоновки; максимально полное использование попутного газа; – получение аналога легкого газового конденсата с низким содержанием; ароматических соединений и парафинов; пригодность продукта для смешения и транспортировки с нефтью;

12 11 Катализаторы Конверсия, СО, % Селективность превращения СО, % молин. Состав бензина, % мас. СО 2 С 1 – С 4 С 5+ изо – парафины н-парафинынафтеныароматика Лабораторные образцы ДМЭ (К1) Бензин (К2) ,57,112,7 20,7 (Дурол 0,9%) Опытно-промышленные партии ДМЭ (Новомосковск) Бензин (Ангарск) ,58,312,6 19,6 (Дурол 1,1%) НАРАБОТКА И ИСПЫТАНИЯ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ПАРТИЙ КАТАЛИЗАТОРОВ ДЛЯ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ ИЗ ПОПУТНОГО ГАЗА На промышленном оборудовании ОАО “Ангарский завод К и ОС” и опытного завода НИАП (Новомосковск) наработаны опытно-промышленные партии катализаторов (50 и 10 кг) ИНХС РАН ИПХФ РАН ОИВТ РАН ИОХ РАН

13 Блок 1 Блок 2 Блок 3 Блок 4 Блок 5 Блок 6 СГ ОКГ Блоки 1 – получение синтез-газа; 2 – синтез оксигенатов; 3 – получение бензина; 4 – дегидратация метанала до ДМЭ; 5 – синтез олефинов из оксигенатов; 6 – выделение бензина, очистка продувочных и танковых газов. СГ – узел хранения синтез-газа; ОКГ – склад диметилового эфира. Потоки: 1 – метанал, 2- синтез-газ, 3- оксигенаты, 4-бензин, 5- олефины, 6 – рецикл. МНОГОБЛОЧНАЯ ПИЛОТНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОТРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ ПОЛУЧЕНИЯ ОЛЕФИНОВ И БЕНЗИНА ЧЕРЕЗ МЕТАНОЛ И ДМЭ

14 13 Состояние разработки, проектирования и строительства опытно-промышленной установки ОАО «Татнефть» по гидроконверсии тяжелых остатков и природных битумов.

15 14 Эволюция гетерогенного катализа тяжелого сырья ИНХС РАН и ШЛГ совместно разработали процесс тотальной гидроконверсии с применением высокоэффективного ультрадисперсного катализатора для переработки любого тяжелого нефтяного сырья (гудрон, атмосферные и вакуумные остатки тяжелых высоковязких нефтей, битуминозных нефтей, природных битумов и др.). Технология RSH

16 15 В Институте нефтехимического синтеза им. А. В.Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) создан уникальный ультрадисперсный катализатор и разработана совместно с компанией Chevron Lummus Global (CLG) технология гидроконверсии тяжелых нефтяных остатков, в основу которого легли результаты исследований и технологических разработок в области гидрокрекинга тяжелого сырья, осуществлявшихся в течение более чем 30 лет в CLG и ИНХС РАН. при давлении в зоне реакции 7,0-14,0 МПа, расход водорода составляет около 1,5-3,5 % масс. на сырье. Объемная скорость подачи сырья 0,5-2 час -1. Конверсия не менее 90-97% мас. сырья в легкие фракции (газ, бензин, дизельные фр. и вакуумный дистиллят). Одновременно осуществляется производство концентрата ценных металлов, содержащихся в исходном сырье (V, Ni) и тепловой энергии. Процесс гидроконверсии эффективно вписывается в любые схемы НПЗ и позволяет максимизировать производство топлив, продуктов нефтехимии и базовых масел. Процесс осуществляется в среде водорода : ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРОКОНВЕРСИИ

17 16 СТАДИИ РАЗРАБОТКИ: НХС РАН и ЭлИНП – исследование сырья и разработка исходных данных для базового проекта установки гидроконверсии т/год Разработка базового проекта – «Chevron Lummus Global» 2015-Проектная документация для строительства установки гидроконверсии тяжелых остатков на наноразмерных катализаторах выполняет ОАО «ВНИПИнефть» Проектная документация для экспертизы в полном объеме требований постановления Правительства РФ N 87 разработана и сдана в Казанский филиал ФАУ «Главгосэкспертиза России» в сентябре 2015 г. Ведется разработка и выдача проектной документации для строительства: Выпущена РД на свайные поля под основное технологическое оборудование; Сформирована модель визуализации объекта(установки) на уровне 30% готовности. Завершение передачи всех комплектов проектной документации для строительства – I квартал 2016 г Подготовка строительной площадки, заказ ключевого оборудования.

18 17 1. Технология производства наноразмерного катализатора отработана, опытная партия катализатора успешно тестирована на пилотной установке ШЛГ. 2. Отработанная в промышленности технология регенерации катализатора. 3. Процесс гидроконверсии осуществляется на хорошо отработанной в промышленности реакторной платформе LC-Fining. Исследование сырья и разработка исходных данных

22 21 Вариант с реактором вытеснения или с секционирован ным реактором

23 22 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. ПРИНЦИПИАЛЬНО НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, ОСНОВАННАЯ НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ УНИКАЛЬНОГО НАНОРАЗМЕРНОГО КАТАЛИЗАТОРА. РАЗРАБОТЧИК – ИНСТИТУТ НЕФТЕХИМИЧЕСКОГО СИНТЕЗА ИМ. А. В. ТОПЧИЕВА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК (ИНХС РАН). 2. Испытание различных вариантов и схем реакторной платформы позволит определить оптимальный вариант конструкции реактора. 3. Наработка достаточного объема экспериментальных данных для проектирования промышленной установки гидроконверсии – задача опытно-промышленных испытаний. 4. Высочайшая нацеленность на создание инновационных технологий и реализация в рекордно короткие сроки стратегических задач ОАО «Татнефть» пользуется заслуженным высоким международным авторитетом и доверием инвесторов. 5. Благодаря этим качествам компания стоит у истоков первого опытно – промышленного испытания и промышленного внедрения принципиально нового процесса гидропереработки остатков, это вселяет уверенность в успешной реализации этого важного для нефтепереработки процесса.

Http://www. myshared. ru/slide/1282171/

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков – под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

Атмосферные трубчатые установки (AT) подразделяют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

) установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

Вследствие большого разнообразия перерабатываемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распространены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90% (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низотпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора темпера туры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы. 1.

Первичная перегонка нефти .1 Процесс первичной перегонки нефти Первичная перегонка нефти (ППН) – наиболее отработанный и устоявшийся процесс, в основе которого лежит ректификация нефти.

В зависимости от этой индексации выбираем схема ППН и последующие очистки дистилляторов.

ППН осуществляют на атмосферно-вакумных трубчатых (АВТ) установках, в составе которых имеется несколько блоков:

Все эти блоки, за исключение второго, являются обслуживающими и призваны подготовить качественно нефть и облагородить продукты ее ректификации.

Назначение первого блока – глубокое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содержания солей не более 5 мг/л (из-за опастности гидролиза хлорида магния и образования коррозионной-активнойхлороводородной кислоты).

Для этого используется электрохимический метод -2-3-ступенчатая обработка в дегидраторах; электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) обычно комбинируют с атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ).

Основной аппарат – горизонтальный электродегидратор типа 1-ЭГ-160 (емкость 160 м3), работающий под давление 1,0-1,4 Мпа и при температуре 160-180 °С.

На входе нефти в электоденидратор подают демульгатор (поверхностно-активное вещество, разрушающее защитные оболочки глобул эмульгированной воды в нефти), а также свежую промывную воду, снижающую солесодержание в эмульгированной промысловой воде.

Расход деэмульгатора, в зависимости от природы и качества нефти, состовляет от 10 до 250 г./т, а количество подаваемой свежей промывной воды -5-6% на нефть.

Наиболее эффективными являются вертикальныеэлектродегидраторы с камерными электродами. Их производительность в 4-5 раз выше, чем у горизонтальных, и при этом объем значительно меньше.

Подготовленная на блоке ЭЛОУ нефть обычно содержит 5-6 мг/л нефти хлоридов и 0,1-0,2% воды. После подогрева в теплообменниках до 220-240 °С нефть поступает на атмосферную ректификацию. 1.2 Схема первичной перегонки нефти Первичная перегонка нефти (ППН) является одним из старейших процессов, с которого фактически начиналась нефтепереработка. На первом этапе развития этого процесса он выполнял функцию получения какого-то одного продукта (в частности, керосина) как готового топлива. Затем – двух-трех продуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), но тоже как готовых топлив.

По мере совершенствования нефтепереработки роль ППН изменялась. В Настоящее время первичная перегонка нефти, происходит в установках АВТ является головным процессом в схеме любого нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), и АВТ и выполняют в основном диспетчерские функции. Это означает, что дистилляторы АВТ идут на последующие вторичные процессы переработки (вторичную перегонку, риформинг, гидроочистку и т. д.) с целью получения готовых товарных продуктов или компонентов товарных продуктов.

Современные АВТ имеют максимальную мощность по нефти 3-8 млн т/год, число получаемых дистиллятов – от 6 до 10. Процесс является одним из энергоемких: удельный расход топлива составляет 20-22 кг/т нефти (АТ) или 30-35 кг/т нефти (АВТ). Общие топливо затраты на АВТ (считая электроэнергию, воду, воздух и др.) составляют 45-50 кг/т нефти, т. е. 4,5-5,0% от всей нефти. Рис. 1. Принципиальная технологическая схема АВТ

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная

Http://referat. co/ref/563080/read

Сокращения численности обслуживающего персонала (т. е. повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т. д.;

— снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Считается, что на НПЗ средней мощности (5…7 млн т/год) каждый процесс должен быть представлен одной технологической установкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10…15 млн т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть представлен одной технологическойустановкой(алкилирование, коксование, висбрекинг, производство серы и др.).

Технологическая структура маслоблоков НПЗ топливно-масля – ного профиля, в отличие от топливных производств, характеризуется небольшим разнообразием, но многочисленностью. Наиболее распространенная схема масляной переработки нефти состоит из следующей последовательности процессов:

— атмосферно-вакуумнойперегонкимаслянистойнефти(АВТМ)сот – бором обычно двух-трех узких дистиллятных фракций и гудрона;

— гидроочистки (или контактной очистки) депарафинированных рафинатов.

Отбираемых на АВТМ узких масляных фракций, проектировщики маслоблоков располагают ограниченной возможностью как для укрупнения единичной мощности технологических процессов, так и для их комбинирования.

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн т/год, на основании технико-экономических расчетовиопытаэксплуатациисовременныхотечественныхизарубежных заводовпринятаоптимальноймощностьголовнойустановкиАВТ, равная 6 млн т/год.

Наиболее часто комбинируют следующие процессы: ЭЛОУ-АВТ (AT),гидроочисткабензина—каталитическийриформинг, гидроочистка вакуумногогазойля—каталитическийкрекинг—газоразделение, серо – очисткагазов—производствосеры;вакуумнаяперегонка—гидроочист – ка — каталитический крекинг — газофракционирование; деасфальтизация — селективная очистка, депарафинизация — обезмасливание и др.

Вотечественнойнефтепереработкеразработаныследующиемодели комбинированных установок (табл. 9.2):

1) неглубокой переработки нефти ЛК-6у — производительностью 6 млн т/год;

2) углубленной переработки нефти ГК-3 — производительностью 3 млн т/год;

3) переработкивакуумногогазойляГ-43-107—производительностью 2 млн т/год;

4) переработки мазута КТ-1, включающая в свой состав комбинированную установку Г-43-107 и секции вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона;

5) переработкимазутаКТ-1y, отличающаясяотКТ-1использованием процесса легкого гидрокрекинга вместо гидроочистки вакуумного газойля;

6) переработки мазута КТ-2, которая отличается от КТ-1y использованием вместо обычной вакуумной перегонки глубоковакуумной перегонки с отбором фракции 350…540°С (и отсутствием процесса висбрекинга).

Модели 1–4 внедрены на ряде НПЗ страны и показали высокую эффективность. Так, по сравнению с набором отдельно стоящих установок, на комбинированной установке КТ-1 капитальные и эксплуатационные затратынижесоответственно на36 и 40%, площадь застройки меньше в 3 раза, а производительность труда выше в 2,5 раза.

С использованием высокопроизводительных комбинированных установок, а именно ЛК-6у и КТ-1, были в последние годы сооружены и пущены в эксплуатацию высокоэффективные НПЗ нового поколения в г. Павлодаре, Чимкенте и Чарджоу, на которых осуществляется углубленная переработка нефти. В их состав, кроме ЛК-6у и КТ-1, дополнительно входят такие процессы, как алкилирование, коксование, производство водорода, серы, битума и т. д. Тенденция к укрупнению единичной мощности и комбинированию нескольких процессов характерна не только для нефтеперерабатывающей промышленности. Она является генеральной линией развития и других отраслей промышленности, таких как нефтехимическая, химическая, металлургия и др.

9.3. Современные проблемы технологии переработки нефтяных остатков в моторные топлива

В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее запасов в мире (

3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи

500 млн т/год) хватит лишь на 14…15 лет. Запасы ее в последнее десятилетие практически не восполнялись новыми геологическими открытиями месторождений типа Самотлора, и к тому же они истощались в результате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 1999 гг. темпы прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшилисьс1,81до0,42.Ктомужевближайшиедва-тридесятилетия мы обречены работать с трудноизвлекаемыми низкорентабельными за-

Пасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. Так, степень выработанности начальныхзапасовнефтипоразрабатываемымместорождениямЗападной Сибири составляет ныне 38,7%, по Волго-Уральскому региону — 68,8, Северному Кавказу — 82. Выработанность наиболее крупных месторождений превысила: Самотлорского — 68, Федоровского — 63, Мамонтовского — 74, Ромашкинского — 86 и Арланского — 84%. С ростом выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти, снижаютсядебитыскважинитемпыотборазапасов. Обводненностьизвлекаемой нефти в среднем по России в настоящее время 82%. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чемв5раз, приэтомвнекоторыхрегионах(Татнефть, Башнефть, Пермьнефть) их уровень составляет около 5 т/сут.

Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как

И в годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефть в больших объемах (более половины добычи). Не исключено, что если своевременно не покончить с ошибочными представлениями о «неиссякаемости, неисчерпаемостиидешевизненашейнефти»,точерезнесколько десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природных ресурсовипоследующеепоколениероссиянбудетвынужденосинтезировать ее из твердых горючих ископаемых.

И Западной Европе в 1999 г. показана в табл. 9.3. Из нее следует, что нефтепереработкаРоссиисущественноотстаеткакпообъемуиглубине переработкинефти, такипопревращениюеевмоторныевидытоплива.

В условиях реально наступающего дефицита нефти и возрастающих сложностей по ее извлечению из недр земли, а также при наличии

В достаточных количествах газового и угольного топлива для сжигания

В топках котлов существующая практика нерационального расходования нефтяных ресурсов не может быть оправдана. Нефть должна полностью и без остатка перерабатываться с получением только высококачественных и экологически чистых продуктов, прежде всего моторных топлив, высокоиндексных смазочных масел и сырья для нефтехимического синтеза. Стратегическим направлением развития нефтепереработки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную переработкунефтиизначительноесокращениеобъемовэкспорта. Приэтом тепло – и электроэнергетику России, обладающей большими запасами газа (более трети мировых) целесообразно перевести на более экологически чистые и ресурсообеспеченные «голубое» и ядерное топлива.

Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, несмотря на многократное принятие государственных программ по этой проблеме, практически не повышалась и «застыла» на уровне 64…65%. Остальную ее треть в виде сернистого и высокосернистого котельных топлив сжигали и продолжают сжигать на тепло – и электростанциях, выбрасывая в воздушный бассейн огромные количества токсичных оксидов серы и азота. В настоящее время и в перспективе нет альтернативы рациональному и комплексному использованию нефти и глубокой «безостаточной» ее переработке.

При нынешнем состоянии техники и технологии нефтепереработки отечественные НПЗ способны превратить в моторное топливо лишь дистиллятные фракции нефти, выкипающие до 500°С (

2/3 ее части). Остальная треть нефти в виде гудрона традиционно используется как котельное топливо, битум, нефтяные пеки, сырье коксования и т. д.

Непреодолимым до сих пор техническим барьером для глубокой и безостаточной ее переработки являлись проблемы, связанные, во – первых, сизбыткомуглеродаи, во-вторых, сповышеннымсодержанием

В нефтяных остатках металлов, являющихся необратимыми ядами для катализаторов.

Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содержит меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усредненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86% углерода, 12,7 водорода и 1,3 гетероатомов (преимущественно серы). Содержание водорода в бензине (с суммарным содержанием ароматики 25%) и дизельном топливе составляет соответственно 14 и 13,3% мас. При соотношении бензин : дизельное топливо 1:1,5 (характерном

Для России) содержание Н 2 в усредненном моторном топливе составит13,6%.Следовательно, дляпревращениянефтивмоторныетоплива

И удаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н 2 извне в количестве 1% мас. на исходную нефть. При этом теоретический выход моторных топлив можно довести до 98. 99%. Однако гидрирование высокомолекулярных составляющих нефти (типа мазутов

10…11%) потребует проведения гидрокаталитических процессов при температурах

450°С, чрезвычайно высоких давлениях (20…30 МПа) и с исключительно большими расходами дорогих катализаторов из-за быстрого ихотравленияметаллами, сконцентрированнымивнефтяныхостатках. Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработки нефтяных остатков экономически и технически бесперспективны для отечественной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы (например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углубленной переработки деасфальтизированных и деметаллизированных нефтяныхостатковиливысококипящихдистиллятныхфракцийнефти типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей.

В мировойнефтепереработкепреобладаюттехнологическиепроцессы, основанные на удалении из нефтяных остатков избытка углерода

И перераспределении содержащегося в исходной нефти водорода. Расчетыпобалансамводородапоказывают, чтодляпроизводствамоторных топлив теоретически потребуется удалить из усредненной нефти 5,3% стопроцентного углерода или 5,5% углерода в виде нефтяного кокса, кокса на катализаторе, адсорбенте или контакте. Таким образом, предельныйвыходмоторныхтопливизусредненнойнефтисоставит

Фактический выход моторных топлив будет обусловливаться качеством перерабатываемой нефти, прежде всего элементным, фракционным и химическим ее составом. Разумеется, при переработке легких нефтей или газоконденсатов этот показатель будет выше 93%, а из тяжелых сернистых и высокосернистых нефтей (типа арланской) выход моторных топлив составит не более 90%.

Наибольшуютрудностьвнефтепереработкепредставляетквалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы — глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфаль – то-смолистых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на рядеНПЗстраныизарубежомчастоограничиваютсянеглубокойпереработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котельное топливо.

Изпроцессовглубокойхимическойпереработкигудронов, основанных на удалении избытка углерода, в мировой практике наибольшее распространение получили следующие:

1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое сырье дляпоследующегоизготовленияанодов, графитированныхэлектродов для черной и цветной металлургии, а также низкокачественных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводородных газов;

2) термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непрерывный процесс коксования в кипящем слое (за рубежом — флюид-крекинг, целевым назначением которого является получение дистиллятных фракций, газовипобочногопорошкообразногококса, используемого как малоценное энергетическое топливо;

3) комбинированный процесс ТКК с последующей парокислородной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (процесс «Флексикокинг» с получением кроме дистиллятов синтез-газов;

4) процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтяных остатков после их предварительной деасфальтизации и деметаллизации (ДА и ДМ) посредством следующих некаталитических процессов:

— сольвентной ДА и ДМ (процесс «Демекс» фирмы ЮОП, «Розе» фирмы «Керр-Макги» и др.) с получением деасфальтизатов с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов и трудноутилизируемого остатка — асфальтита; они характеризуются высокой энергоемкостью, повышенными капитальными и эксплуатационными затратами;

— процессытермоадсорбционнойДАиДМ(процессыAPTвСША, в Японии НОТ и ККИ, АКО, ЗД и др.) с получением облагороженного сырья для последующей каталитической переработки;

— высокотемпературные процессы парокислородной газификации тяжелых нефтяных остатков с получением энергетических или технологическихгазов, пригодныхдлясинтезамоторныхтоплив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы

Перечисленные выше процессы, за исключением замедленного коксования, не предусматриваются в государственных программах строительства и развития нефтепереработки России на ближайшую перспективу. В то же время на многих НПЗ страны осуществляется строительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отметить, что

Вэтомпроцессенепроисходитудалениеизбыточногоуглеродагудрона, осуществляется лишь незначительное снижение вязкости остатка, что позволяет несколько уменьшить расход дистиллятного разбавителя при получении котельного топлива.

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторныетопливанаиболееприемлемы, помнениюавторовкниги, термоконтактныепроцессы, осуществляемыеприповышенныхтемпературах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку.

С. А.Ахметовым и профессором Ж. Ф.Галимовым разрабатываются технологические и конструктивные основы перспективного термоадсорбционного процесса безостаточной переработки ТНО под названием экспресс-термоконтактный крекинг (ЭТКК) 1 . Сущность этого технически легко реализуемого процесса состоит в его высокой интенсивности, достигаемой в условиях кратковременности (доли секунды) контакта тонкодиспергированного нефтяного сырья с дешевым природным адсорбентом при температуре 510…530°С в реакторе циклонноготипаспоследующей окислительной регенерацией закоксованного адсорбента.

В реакторе осуществляется легкая (экспресс) конверсия, деметаллизация и частичная декарбонизация без чрезмерного крекирования сырья с образованием преимущественно газойлевого дистиллята, направляемого для последующей каталитической переработки в моторные топлива (процессами каталитического крекинга или гидрокрекинга).

Предлагаемый процесс позволяет осуществлять безостаточную экобезопасную переработку любого тяжелого нефтяного остатка или битуминозных нефтей без ограничения требований к их качеству по коксуемости, сернистости и металлосодержанию.

В качестве контактного адсорбента, на котором сорбируются металлы ТНО (никель, ванадий и др.), применяются пылевидные и порошкообразные природные рудные и нерудные материалы и отходы их переработки (железорудный концентрат, огарок обжига колчедана, горелая порода, каолин), а также отработанный катализатор крекинга. Часть отработанного контакта непрерывно выводится из системы его циркуляции между реактором и регенератором.

Http://studfiles. net/preview/1020292/page:83/

Любое крупное дело начинается с проекта. Строительство промышленных установок невозможно без предварительной разработки плана действий, расчета сроков и финансовых затрат, а так же составления сопроводительной документации.

В состав ОТС инженерные системы входит свой Проектный департамент, а так же имеется опыт тесного сотрудничества с ведущими институтами в нефтегазовой сфере. Это позволяет выполнять работы по проектированию любой сложности.

Группа компаний предлагает широкий спектр работ по проектированию и согласованию объектов.

    Разработку концепции проектируемого объекта Вычисление предварительной стоимости его проектирования и строительства Работку ТЭО Базовый инжиниринг Разработку и согласование технического задания на проектирование Расчет нагрузок для получения необходимых технических условий для присоединения установок Разработку рабочего проекта и сопроводительной документации Помощь в прохождении государственной экспертизы проекта Авторского надзор за ходом строительства

    В состав ГК входит свой проектный институт Предлагается широкий спектр работ по проектированию Возможность заказа целого перечня услуг по проектированию, сервисному обслуживанию, шеф-монтажу и пуско-наладке оборудования Согласование с органами власти ТЗ и прохождение экспертизы проекта происходит силами ГК Высококвалифицированные сотрудники Выполнение работ в максимально сжатые сроки Гарантия качества

Специалисты ОТС инженерные системы работают по всей территории России, Казахстана и Беларуси.

ОТС инженерные системы имеет многолетний успешный опыт работы в области изготовления и поставок технологического оборудования для НПЗ и Нефтяных Терминалов. Наша Компания сотрудничает со многими предприятиями, занимающимися переработкой, транспортировкой и хранением нефти и нефтепродуктов как Российскими, так и Казахстанскими, и Белорусскими. Имеется также опыт сотрудничества с иностранными коллегами.

В 2009 году для выполнения заказа компании «Петро Газ» (г. Туркменистан) ОТС инженерные системы сотрудничала с канадским подразделением Aker Process Systems. Для заказчика было изготовлено оборудование для комплекса систем подготовки сырой нефти: газовые скрубберы и адсорбционные колонны.

В 2010 году для ООО «РН-Туапсенефтепродукт» (г. Туапсе) была изготовлена установка улавливания и рекуперации паров для Участка Авто налива.

В 2011 году ОТС инженерные системы в сотрудничестве с датскими специалистами, реализовала проект по изготовлению и поставке на Терминал ОАО «Хабаровскнефтепродукт» Установку рекуперации паров углеводородов для Авто налива.

В 2012 году для ОАО «КОНДЕНСАТ» (г. Аксай, Республика Казахстан ) ОТС инженерные системы изготовила и выполнила поставку комплекса рекуперации паров нефтепродуктов состоящих из двух установок.

В Декабре 2013 с завода ОТС инженерные системы была отгружена Комплектная система рекуперации паров для ООО «РОСНЕФТЬ-Комсомольский нефтеперерабатывающий завод».

В Мае 2013 ОТС инженерные системы изготовила и поставила Установку рекуперации паров нефтепродуктов на Нефтебазу РУП «Белоруснефть-Гроднооблнефтепродукт».

В феврале 2014 года были завершены работы по техническому перевооружению установки улавливания и рекуперации паров для Комплексного Нефтяного Терминала в компании ООО «ЛУКОЙЛ-ТРАНС», г. Калининград.

В мае 2014 года специалисты ОТС инженерные системы выполнили работы по техническому перевооружению установки рекуперации паров углеводородов для Московского Нефтеперерабатывающего завода Компании «ГАЗПРОМНЕФТЬ».

В июне 2015 года для АО “КазТрансОйл”, (г. Атырау, Республика Казахстан) была изготовлена и отгружена Установка Рекуперации Паров для резервуарного парка НПС-663, которая будет восстанавливать пары сырой нефти производительностью 2 400 м3/час.

В июне 2015 году ОТС инженерные системы изготовила и доставила две Установки Индукционно – Газовой Флотации для ОАО «ТАТНЕФТЬ», производительностью 330 м3/час каждая.

В августе 2015 года для ОАО “ГАЗПРОМ Нефтехим Салават” (г. Салават, Россия) была изготовлена и отгружена Установка Рекуперации Паров для резервуарного парка, которая будет восстанавливать пары сырой нефти производительностью 2 400 м3/час.

В октябре 2015 года специалистами ОТС инженерные системы на терминале ТОО “АСКИ-Мангистау” (г. Актау, Республика Казахстан) была запущена в эксплуатацию Установка Рекуперации Паров Углеводородов производительностью 3 600 000 м3/год.

В июле 2016 года специалистами ОТС инженерные системы была запущена в эксплуатацию Установка Рекуперации Паров Углеводородов участка Авто налива ООО «РН-Туапсенефтепродукт» (г. Туапсе).

ОТС инженерные системы – ваш надежный партнер в области нефтегазопереработки!

Http://www. oiltechnoservice. org/services/proektirovanie

Инфраструктуры объектов разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки,

Описание основных технологических процессов топливного производства. Переработка, НПЗ.

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия – смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка – непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка – производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства – получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

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 (рис.1), 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 (рис.2). 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 (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка (рис. 3,4) 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 колонны.

Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) 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 (рис.7).

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 (рис.4), 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://gipnh. ru/Pages/?id=259&m=28.259

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: проектная и рабочая документация, поставка оборудования, авторский надзор.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: разработка проектной документации Производство элементарной серы на медном заводе ОАО «ГМК Норильский никель» – 2014 г.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: разработка проектной документации Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-1 ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработака», 6 млн. т/г.- 2014 г.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: проектная и рабочая документация Установка изомеризации ОАО «Газпромнефть-МНПЗ», 650 тыс. т/г. – 2013 г.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: приемка базового проекта, рабочая документация, авторский надзор

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: проектная документация, рабочая документация, авторский надзор

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: проектная документация Установка гидроочистки дизельного топлива ОАО «Ангарскнефтехимпроект» – 2012 г.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: проектная документация Установка КЦАОАО «Газпромнефть-МНПЗ» – 2011 г.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: проектная и рабочая документация, авторский надзор Установка первичной перерботки нефти ЭЛОУ-АВТ-7 ОАО«ТАНЕКО», 7 млн. т/г. – 2010 г.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: базовый проект, проектная документация, рабочая документация, услуги по поставке оборудования, авторский надзор

Мощность: 4,9 млн. т./год (вакуумная перегонка) 2,2 млн. т./год (висбрекинг)

Объем работ: ОАО “ВНИПИнефть”: приемка базового проекта; рабочее проектирование, услуги по поставке оборудования.

Дата ввода в эксплуатацию: 2009 год. Комплекс глубокой переработки нефти ЗАО “Рязанская НПК”

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: приемка базовых проектов, проектная документация; рабочее проектирования (совместно с компанией “Си Би энд Ай Луммус”); услуги по поставке оборудования; авторский надзор.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: генеральное проектирование; базовый проект (совместно с ОАО “ВНИИНП”); рабочее проектирование; услуги по поставке оборудования; авторский надзор.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: приемка базового проекта; рабочее проектирование (совместно с корпорацией “Тойо Инжиниринг”); авторский надзор.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: генеральное проектирование; приемка базовых проектов; рабочее проектирование; услуги по поставке оборудования; авторский надзор.

Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: рабочее проектирование; авторский надзор.

Http://www. vnipineft. ru/ru/opyt-proektirovaniya/osnovnye-proekty-poslednih-let/neftepererabotka/

    ustanovka-pervichnoj-pererabotki-nefti_151920_1.doc — 1521 Kb Readme_docus. me. txt — 125 Bytes

Рейтинг 10 из 10 Оценок 1 Оцените работу Хорошо или Плохо

2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения3.Выбор и обоснование технологической схемы установки АВТ4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии

5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом6.Расчет доли отгона сырья на входе в проектируемую колонну (ЭВМ)

7.Технологический расчет колонны8.Расчет теплопроизводительности печи атмосферного блока

9.Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)

10. Расчет площади поверхности нагрева теплообменника11. Охрана окружающей среды на установке.

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

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].

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

Http://docus. me/d/151920/

Добавить комментарий