Свойства переработки нефти

Нефть представляет собой сложную смесь жидких органических веществ, в которых растворены различные твердые углеводороды и смолистые вещества. Главными элементами нефти являются углерод и водород. Содержание углерода колеблется от 83.5 до 87%, водород – от 11.5 до 14%. Также в нефти присутствует сера, кислород и азот – в сумме не более 3%.Основными компонентами нефти являются углеводороды, которые принадлежат к следующим гомологическим рядам: – алканы (насыщенные углеводороды), – цикланы (алициклические углеводороды), – арены (ароматические углеводороды). Непредельных углеводородов в сырой нефти нет. Кроме углеводородов в нефти присутствуют кислородные, сернистые и азотистые соединения. Кислородные соединения представлены карбоновыми кислотами, эфирами, фенолами и т. п. Сернистые соединения делят на активные и неактивные. К активным относят соединения, способные корродировать металлы при нормальных условиях – элементарная сера S, сероводород H2S и меркаптаны RSH (R – углеводородный радикал, например C2H5SH – этилмеркаптан). Неактивные сернистые соединения состоят из сульфидов (R-S-R) до 76-80%, дисульфидов (R-S-S-R) и полисульфидов (R-Sn-R). Азотистые соединения – содержатся в нефти, по сравнению с кислородными и сернистыми соединениями в значительно меньших количествах (0,5-1,5%) и поэтому не оказывают заметного влияния на свойства топлив и смазочных материалов.

Свойства. По свойствам нефть немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Среди определенных свойств нефти нет цвета – она варьирует от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной, а по свойствам плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10 400-11 000 ккал/кг). Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Способы переработки нефти. К основным способам получения топлив из нефти относятся прямая перегонка (дистилляция) , термический и каталитический кретинги, гидрокретинг и каталитический реформинг. Прямая перегонка заключается в нагреве нефти при атмосферном давлении и выделении фракций, различающихся температурами кипения. При температуре oт 35 до 200 ºС отбирают бензиновую фракцию, от 200 до 300 ºС — дизельное топливо. Остаток после перегонки — мазут (до 80 %). который поступает в куб дистилляционной колонны, работающей под вакуумом. При этом верхний слой представляет собой соляровый дистиллят (температура кипения 280—300 ºС), который является исходным сырьем для крекинг-бензинов и дистилляционных масел: индустриальных, цилиндровых, моторных и т. д.

Термический и каталитический крекинги используют для увеличения выхода легких фракций из нефти. Исходным сырьем служит соляровая фракция, представляющая собой смесь углеводородов с числом атомов углерода от 16 до 20, при нагревании которой до 450—550 ºС в присутствии катализатора (алюмосиликат) или без него происходит расщепление углеводородов.

Сырьем для термического крекинга является полугудрон — остаток после недостаточно полного отгона масляных фракций. При этом выход бензина составляет 30—35%. Термический крекинг сопровождается образованием ненасыщенных углеводородов, поэтому бензины термического крекинга характеризуются низкой химической стабильностью и невысокой детонационной стойкостью. На современных заводах термический крекинг не применяется.

Основным методом получения бензина является каталитический крекинг. Бензины каталитического крекинга содержат около 50% изоциклических и ароматических углеводородов, а также 20—25% алициклических. Содержание ненасыщенных уг­леводородов не превышает 5—9 %. Поэтому эти бензины имеют более высокую детонационную стойкость и химическую стабильность.

Каталитический крекинг позволяет получить бензины с октановым числом до 98 и протекает при температуре 450—550 ºС в присутствии водорода с алюмомолибленовым или алюмоплатиновым катализатором при давлении 3 МПа.

Гидрокрекинг происходит при давлении до 20 МПа и температуре 480—500 ºС в среде водорода с катализатором, благодаря чему ненасыщенные углеводороды не образуются, и полученный бензин имеет высокую химическую стабильность. Сырьем служит полугудрон.

Для улучшения качества бензина прямой перегонки используют Каталитический риформинг, который протекает в присутствии водорода при температуре 460—510 ºС и давлении 4 МПа. При этом происходит перестройка молекул, что ведет к образованию ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов и др.) из алканов и нефтенов (цикланов) и повышению детонационной стойкости.

Http://mydocx. ru/6-123961.html

В условиях современной Российской школы, на фоне общего падения интереса к естественнонаучному образованию, перед учителем химии ставится вдвойне сложная задача. Профессии инженера или ученого к престижным сейчас не относятся. Помимо того восьмиклассники начинают изучение предмета уже с предубеждением, что химия “опасная и вредная”. Это является следствием царящей в обществе хемофобии. Тем не менее, школа обязана готовить грамотных и всесторонне развитых выпускников.

Все вышесказанное требует от современного учителя владения разнообразными современными формами и методами педагогической деятельности.

Представленная мною разработка урока показывает как, по моему мнению, можно применять на уроке химии компьютер, элементы игрового метода обучения, химический лабораторный эксперимент, видеоэксперимент.

Дидактические цели:

    Обучающая. Изучить состав нефти, способы ее переработки. Ознакомиться с составом нефтяных фракций, применением нефтепродуктов. Развивающая. Продолжить формирование умений анализировать, сопоставлять данные опыта с теоретическими знаниями. Продолжить формирование навыка работы с источниками информации. Воспитательная цель. Развивать знания школьников о комплексном использовании сырья. Формировать черты социально-направленной личности учащихся, бережное отношение к окружающей среде. Воспитывать аккуратность и точность при работе в химической лаборатории.

2.1. Тема на доске. “Нефть: состав, свойства, переработка”. Записи в тетради.

2.2. Цель урока (на доске): Изучить состав нефти, способы ее переработки, применение нефтепродуктов.

2.3. Представим себе, что нам подарили 200 гектаров нефтеносных земель. Что мы будем делать? Сначала надо разобраться, что такое нефть.

Я предлагаю Вам посмотреть, как нефть выглядит. Слайд 2 (Приложение). (Фотография стакана с сырой нефтью. Физические свойства нефти появляются по щелчку). Записи в тетради.

Рассматриваем образец нефти, записываем наблюдения в тетради, определяем отношение нефти к воде (выливаем примерно 1 мл нефти в стаканчик с водой).

4.1. Индивидуальное нефть вещество, или смесь? Слайд 3 (Приложение) (Состав нефти).

Смотрим отрывок видеофрагмента (фракционный состав бензина) и убеждаемся, что нефть кипит не в точке, а при изменяющейся температуре. Делаем вывод, что нефть – смесь.

Проводим взаимодействие нефти с подкисленным перманганатом калия. Убеждаемся, что раствор перманганата обесцвечивается, делаем вывод, что в нефти содержатся непредельные соединения.

Органическая теория: из останков микроорганизмов, в основном морских.

Неорганическая теория: взаимодействие водорода и оксида углерода или взаимодействие воды и карбидов металлов.

7. Добыча нефти. Слайд 4, 5, 6 (Приложение) (Изображения нефтяных вышек и нефтедобывающих платформ).

8. Транспортировка. Слайд 7 (Приложение) (Изображение цистерн, способы транспортировки нефти).

9.1. Очистка от механических примесей, обезвоживание, обессоливание. Стр.96 пар 22 (для учебника Цветкова “Органическая химия 10 – 11”). Слайд 8 (Приложение) (Страницы учебника).

9.2. Первичная перегонка нефти. Слайд 9 (Нефтеперерабатывающий завод), 10 (Схема первичной переработки нефти), 11 (Ректификационные колонны),12 (Схема первичной переработки нефти и нефтепродукты.). (Приложение)

Заполняем розданные заранее таблицы, пользуясь учебником. Слайд 13 (Пустая таблица). Слайд 14 (Страница учебника) (Приложение). Учебник стр. 94

Http://xn--i1abbnckbmcl9fb. xn--p1ai/%D1%81%D1%82%D0%B0%D1%82%D1%8C%D0%B8/414624/

Нефть, получаемая непосредственно из скважин, называется сырой. В различных отраслях народного хозяйства применяются как сырая нефть, так и различные продукты, получаемые из нее в результате переработки.

В настоящее время из нефти путем сложной многоступенчатой переработки извлекается много составных частей.

В процессе первичной переработки из нефти удаляют пластовую воду и неорганические вещества. Перед перегонкой в ректификационной колонне нефть нагревают до 350°С, перед этим отогнав из нефти летучие углеводороды. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим количеством атомов углерода. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. При такой перегонке получают следующие фракции (смесь жидкостей с близкими температурами кипения, полученная в результате первичной перегонки) .

1. Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200°С, содержит углеводороды от до ; при дальнейшей перегонке получают газолин, бензин и т. д.

2. Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250°С, содержит углеводороды от до ; лигроин применяется как горючее для тракторов.

3. Керосиновая фракция, собираемая от 180 до 300°С, содержит углеводороды от до ; керосин после очистки используется как горючее для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

4. Газойлевая фракция, собираемая свыше 275°С; газойль – дизельное топливо – используется в дизельных двигателях.

5. Остаток после перегонки нефти – мазут. Мазут – это масло, состоящее из углеводородов, содержащих до сорока атомов углерода. Температура кипения мазута – свыше 350°С. При его повторной перегонке получают смазочные масла, парафиновый воск и асфальт (битум). Смазочные масла – смесь нелетучих жидкостей, полученных при перегонке мазута в вакууме. Парафиновый воск – мягкое твердое вещество, которое отделяют от смазочного масла после перегонки мазута в вакууме. Битум – жидкость, которая остается после перегонки мазута в вакууме. Это деготь, черное, полутвердое при температуре 20°С вещество.

Главный недостаток перегонки нефти – малый выход бензина (не более 20%). Его выход можно увеличить с помощью крекинга и риформинга. Крекинг – это реакция, при которой разрываются длинные цепи алканов и образуются более легкие алканы и алкены. Риформингом называется процесс облагораживания бензина, в котором бензин получается из легких фракций путем разрыва прямой цепи молекул алканов и преобразования их в молекулы с разветвленными цепями. Крекинг проводится при высокой температуре (термический крекинг) или в присутствии катализатора (каталитический крекинг). Бензин, полученный с помощью каталитического крекинга, обладает большей детонационной стойкостью, потому что в нем содержится большое количество разветвленных углеводородов. Такой бензин более устойчив при хранении. Качество бензина определяется по его октановому числу. Оно изменяется от 0 до 100 и увеличивается при использовании антидетонаторов, например, тетраэтилсвинец.

При температуре 700°С и выше происходит пиролиз нефти – разложение органических веществ без доступа воздуха. Главными продуктами пиролиза являются непредельные газообразные (этилен, ацетилен) и ароматические (толуол, бензол и др.) углеводороды.

Серная кислота является одним из крупнотоннажных продуктов химической технологии. Серная кислота относиться к числу сильных кислот и является самой дешёвой. Она реагирует почти со всеми мет.

Тема данной курсовой работы «Губчатые изделия», эта тема довольно актуальна, так как производство губчатых изделий занимает не маловажное место в промышленности. Потому что эти изделия имеют.

Термин "пластические массы" появился в конце XIX в. Первые промышленные материалы были изготовлены на основе нитроцеллюлозы (1862-65) и казеина (1897). Развитие современных реакто.

Http://www. chemiemania. ru/chemies-2466-1.html

Усвоение учащимися свойства нефти и нефтепродуктов. Усвоение взаимосвязи состава, строения, свойства применение нефтепродуктов. Изучение сущности прямой перегонки нефти, термического и каталитического крекинга нефтепродуктов.

Развитие умений выделять существенные признаки и свойства объектов, классифицировать факты, делать выводы.

Развитие познавательного интереса, умения действовать самостоятельно, воспитание культуры умственного труда. Формировать гражданскую позицию, воспитывать любовь к родной земле и ее труженикам.

Оборудование: образцы нефти и нефтепродуктов, коллекция «нефть», выставки книг, рефераты о нефти и нефтепродуктах, карта «Полезные ископаемые Республики Татарстан»

Учитель. Нефть и нефтяное дело имеют многовековую историю. Знакомство человека с удивительно замечательной жидкостью произошло несколько тысяч лет до нашей эры. При раскопках городов поселений древнего Египта были найдены светильники, в которых содержались остатки высохшего нефтебитума. Археологические исследования, проведенные на берегах Евфрата, позволили установить, что в этих местах уже 6-8 тысяч лет назад находились примитивные нефтяные промыслы. В Европе асфальт, продукт окисления нефти, был известен примерно 4-5 тысяч лет назад. Нефть с древнейших времен известна Кавказе.

Ребята, мы живем в нефтяном регионе, что вы знаете о ней? (Сообщение ученика)

Ученик. Судьба нефти Татарстана не была легкой. Его недра долго хранила тайну своих богатств и неохотно расставались с ним после их открытия. Триста лет велись поиски нефти на территории нашей республики; надежды и разочарования, научные дискуссии и борьба взглядов. А, в конечном счете, пророческими оказались слова выдающего геолога-нефтяника Ивана Михайловича Губкина о перспективах Татарстана и Урала-Поволжья в целом. В августе 1943г, сохранился рапорт: «Коллектив Шугуровской нефтеразведки Татарского геологоразведочного треста в дни Великой Отечественной войны в решающий период борьбы с германскими захватчиками… с большим воодушевлением рапортует… об открытии в шугуровском районе месторождения нефти промышленного значения.»

Год 1948. Из скважины №3 у деревни Темяшево ударил мощный фонтан нефти, возвестивший об открытии уникального, самого крупного в то время в мире нефтяного месторождения.

Это было начало большой нефти Татарстана. В настоящее время «Татнефть» разрабатывает десятки месторождений в Альметьевском, В Азнакаевском, Лениногорском, Бугульминском, Нурлатском, Менделеевском, Елабужском районах и за пределами Татарстана (работа по карте). За чуть более полвека разработки месторождения извлечено из недр Татарстана более 3 млрд. тонн нефти.

Учитель. Это результат самоотверженного труда разных профессий: геологов, бурильщиков, операторов, лаборантов и др., обычно которых мы называем нефтяниками.

Учитель: Итак, что же такое нефть? Из чего она состоит? Нефть – маслянистая жидкость с характерны специфическим запахом, от светло-бурого до черного цвета. Представляет собой смесь различных углеводородов с примесями других веществ. Нефти бывают метановые, нафтеновые, ароматические, смешанные и др.

Нефть – смесь углеводородов (алканов, циклоалканов, ароматических) с другими органическими веществами. Она не имеет постоянной температуры кипения, так как являются смесью углеводородов. Нерастворима в воде, но легко растворяется в бензине, в бензоле, Нефть хорошо растворяет йод, серу и ее соединения, воздух, СО2, СО, Н2S. Нефть при охлаждении застывает. Температура застывания зависит от содержания в нефти парафина. Легко застывающая добывается тяжело, плохо транспортируется и хранится. Все нефти Татарстана, независимо от возраста и условий их залегания, могут быть объединены на основе общих специфических свойств: резко выраженного смолистого, сернистого и парафиного характера. Различия и физических свойств обуславливается внутренним строением нефти.

Учитель: Из чего состоит нефть? В состав нефти входит более 150 различных углеводородов в разном количественном соотношении. Вот почему нефть является источником углеводородов. Она – смесь жидких углеводородов, поэтому нефть не имеет формулу. На сегодняшний день известно около 27600 месторождений нефти, значит, существует 27600 видов. В состав нефти входит вода, минеральные соли, 0,8- содержащие органические вещества, глина, песок.

Учитель: Для получения из нефти технически ценных продуктов её перерабатывают. Осуществляют перегонку в современных установках. Перегонка нефти осуществляется в установке, которая состоит из трубчатой печи, ректификационной колонны и холодильника. В печи нефть нагревается до 350 0 С. Нефть кипит, и ее большая часть превращается в пар, которой по подземному трудоустройству попадает в ректификационную колонну. Ректификационная колонна представляет собой огромное цилиндрической формы сооружение высотой 40м, диаметром 3-4м, похожее на башню. Внутреннее устройство ректификационной колонны исключительно простое и чрезвычайно остроумное. По всей высоте она разделена горизонтальными перегородками так называемыми тарелками. В середине тарелок отверстие как в чудо-печке. Самое замечательное в колонне – это способность разделить углеводороды на группы, одновременно переводя из парообразного состояния в жидкое.

Разделение нефти на фракции происходит в колонне следующим порядком. Самые тяжелые составные части нефти, которые не испарились при 325 0 С, остаются внизу колонны, образуя фракцию мазута. В нижней тарелке накапливается тяжелая маслянистая жидкость газойль – дизельное топливо. Более легкие пары проникают выше и постепенно оседают и собираются в тарелках. Таким образом, каждый вид нефтепродуктов – мазут, газойль, керосин, лигроин, бензин находит в ректификационной колонне свою тарелку. Такое разделение нефти на отдельные фракции основано на том, что нефть – это смесь различных углеводородов с разной температурой кипения. Это физический метод переработки нефти.

Каждая фракция имеет большое значение, но более подробно остановимся на бензине и послушаем сообщение ( ученика)

Ученик: Бензин используют как авиационное, автомобильное топливо. Качество бензина определяется стойкостью к детонации. Под детонацией понимают взрывное горение бензина при сажании, что недопустимо. Детонацию в основном вызывают углеводороды нормального строения. Разветвленные, непредельные, ароматические углеводороды снижают вероятность детонации. Детонация стойкость характеризуют октановым числом. Детонационная стойкость бензина повышают, добавляя антидетонаторы, например тетраэтилсвинца. Однако он очень ядовит и сильно загрязняет атмосферу. Для увеличения октанового числа проводят ароматизацию-риформинг бензинов в присутствии платинового катализатора. Ароматические углеводороды значительно повышают октановое число, А-72, А-76, АИ -91, АИ-93, АИ-95, АИ-98 – автомобильные бензины, выпускаемые отечественной промышленностью. «И» означает, что октановое число определено исследовательским методом.

Учитель: При прямой перегонке нефти выход бензина составляет всего от 5 до 25%. А как удовлетворить потребность в бензине, если каждая третья семья в Альметьевске и по району имеет транспортное средство, работающее на бензине? Чтобы не допускать «бензинового голода» ученые нашли, вернее, переоткрыли способ разлагать тяжелый мазут и превращать его в летучий бензин.

Способ превращения тяжелого бурого мазута в светлый бензин был открыт в 1891 году Владимиром Григорьевичем Шуховым. Это замечательное изобретение получило название крекинга, что значит от английского «расщепление». Суть этого процесса состоит в том, что из более крупных молекул углеводородов нефти получить более мелкие молекулы углеводородов, отвечающие составу бензина.

Различают термический и каталитический крекинг, но оба являются химической переработкой нефти.

Термический крекинг – расщепление углеводородов производится при высокой температуре (470-550 ° C ) и повышенном давлении. Образуется много непредельных углеводородов. Полученный бензин устойчив к детонации, но неустойчив при хранении.

Каталитический крекинг – расщепление углеводородов производится в присутствии катализаторов алюминосиликатов. Процесс протекает быстро, образуется меньше непредельных углеводородов. Бензин неустойчив к детонации, более устойчив при хранении.

Кроме крекинг – бензина в процессе крекинга поучают удивительное многообразие веществ, имеющие большое значение. Еще Д. И.Менделлев ясно понимал, каким прекрасным материалом для различных химических производств является нефть и нефтепродукты, и бросил свою знаменитую фразу: «Нефть не топливо. Топить можно и ассигнациями». Он этим подчеркнул значимость нефти. Более 80% всей добытой нефти в мире используют для получения топлива. Но запасы нефти не бесконечны. Ученые ищут разные способы получения топлива.

Учитель: Значение нефти. Нефть бесценный дар природы. Роль и значение нефти в нашей жизни огромны. Именно поэтому ее называют «черным золотом», «жидким золотом». С отдаленных времен люди применяли нефть и в лечебных целях, и в строительстве. Известно, что египтяне употребляли нефть при изготовлении особых составов для бальзамирования трупов.

В наши дни нефть – богатейшее сырье для химической промышленности. Еще из нефти на заводах получают парафин для свечного и спичечного производства, вазелин, бензол и толуол для производства взрывчатых веществ, гудрон для пропитки шпал и изготовления изоляции электрических кабелей, нефтяной кокс для отопления, короче, около пяти тысяч различных видов продуктов, используемых в промышленности, в быту. Не будет преувеличения, если скажем, что современная цивилизация основана на нефти:

Http://videouroki. net/razrabotki/neft-ee-svoystva-produkty-pererabotki-nefti-termicheskie-i-kataliticheskie-protsessy-v-pererabotke-nefti. html

Специальность 5В072100 – Химическая технология органических веществ

В первом разделе приведены физико-химические свойства Самотлорской нефти, также приведены табличные данные по изменению вязкости и плотности нефти в зависимости температуры, потенциальному содержанию фракции в нефти, характеристике и элементному составу остатков, содержанию индивидуальных углеводородов в фракциях и др.

Во втором разделе представлены теоретические основы процесса переработки нефти. Даны определения процессов перегонки, ректификации, методов осуществления перегонки, их достоинства и недостатки, перегонки под вакуумом характеристика атмосферно-вакуумных трубчатых установок. Описано влияние технологических параметров на процесс перегонки нефти, приведены методы интенсификации процесса атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

В третьем разделе приведены условия, которые необходимо соблюдать при выборе схемы АВТ, описаны отдельные элементы технологической схемы атмосферно-вакуумной перегонки и приведена схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

В четвертом разделе приведена характеристика и применение готовых продуктов процессов переработки нефти на установке АВТ.

Курсовая работа написана с использованием материала научно-технической, отечественной и зарубежной литературы.

2. Теоретические основы процесса первичной переработки Самотлорской нефти

4. Характеристика и применение готовых продуктов процессов переработки Самотлорской нефти

В настоящей курсовой работе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы»

ГОСТ 11011-85 «Нефть и нефтепродукты Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2»

ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»

ГОСТ 19932-74 «Нефтепродукты. Метод определения коксуемости по Кондрадсону»

ГОСТ 31072-2002 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром»

ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости»

ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы»

ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»

ГОСТ Р 8.599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы пересчета плотности и массы» D86-2004 «Нефтепродукты. Стандартный метод перегонки при атмосферном давлении».

В настоящей курсовой работе применяются следующие термины и определения:

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

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс, состоящий из последовательного осуществления таких процессов как: обессоливания, отбензинивания, атмосферной и вакуумная перегонки, стабилизации и вторичная перегонки бензина.

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

Вакуумная перегонка – предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Ректификация – процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счет противоточного массо – и теплообмена между паром и жидкостью. Ректификацию можно проводить периодически или непрерывно. Ректификацию проводят в башенных колонных аппаратах, снабженных контактными устройствами (тарелками или насадкой) ректификационных колоннах.

Деэмульгатор – поверхностно-активное вещество, способное адсорбироваться на поверхности глобул воды в нефти и в маслах, разрушая при этом защитные плёнки, препятствующие слиянию и осаждению частиц воды.

Энергия диспергирования или агрегирования – это работа, которую надо совершить под действием внешних сил, чтобы осуществить переход веществ из одной фазы в другую.

Коагуляция – укрупнение частиц дисперсной базы за счет их слипания под влиянием межмолекулярных взаимодействий друг с другом, с потерей кинетической устойчивости и последующим разделом фаз.

В современном мире в условиях усиления процессов глобализации и международного разделения труда происходят изменения в структуре мирового хозяйства, в том числе и в нефтеперерабатывающей промышленности мира.

По данным компании Интерфакс, крупнейшими нефтяными запасами в 262,7 млрд. баррелей обладает Саудовская Аравия, что составляет 22,9% от всех мировых запасов. На втором месте находится Иран с объемом запасов в 130,7 млрд. баррелей (11,4%), на третьем – Ирак (115 млрд. баррелей и 10%). Ближний Восток хранит 63,3% мировых запасов нефти, Европа и Центральная Азия – 9,2%. Африке принадлежит 8,9% нефтяных запасов, Латинской и Центральной Америке – 8,9%, Северной Америке – 5,5%, Юго-Восточной Азия и Океании – 4,2% мирового нефтяного богатства[1].

В целом по миру отмечается переход к интенсивному развитию нефтеперерабатывающей промышленности, отмечается стабильное увеличение производственных мощностей почти во всех регионах мира ( с 3,66 млрд т в год в 1992г. до 4,41 млрд т в год на начало2009 г.).

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти. 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. [2].

Целью курсовой работы является изучение физико-химических свойств и технологии переработки Самотлорской нефти на установке атмосферно-вакуумной перегонки.

Актуальность темы. Нефтепереработка начинается с подготовки и первичной перегонки нефти и насколько эффективно будут осуществлены эти процессы, настолько высоки будут экономические показатели процесса нефтепереработки в целом. Эффективность работы установок AВT на которых осуществляется первичное разделение нефти на базовые фракции фактически определяет общезаводской продуктовый баланс, и одновременно с этим установки АВТ являются самыми крупными энергопотребителями на НПЗ из-за энергоёмкости самого процесса ректификации и высокой производительности по сырью [3].

В условиях развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности для установок АВТ важно решение следующего ряда задач:

Обеспечение высоких выходов дистиллятных фракций в полном соответствии с требованиями по номенклатуре и качеству;

Обеспечение устойчивой и эффективной работы установки при изменении качества поступающего на завод сырья, при изменении производительности и номенклатуры получаемых на установке продуктов.

Для этого нужно усовершенствовать технологию процессов первичной переработки нефти, применять более эффективное оборудование, внедрять средства контроля и автоматики, обеспечивать установки стабильной нефтью. При подготовке нефти к переработке следует кроме обессоливания и обезвоживания проводить дегазацию и стабилизацию нефтей – свободные газы и легкие компоненты должны быть удалены до подачи нефти на переработку. При проектировании установок АВТ необходимо предусмотреть возможность переработки широкого ассортимента нефтей [4]. В связи с этим изучение физико-химических свойств и технологии переработки нефти на установке атмосферно-вакуумной перегонки является весьма актуальной задачей.

Научная новизна работы. Изучены методы интенсификации работы установок АВТ.

Объект и предмет исследования. В качестве основного объекта исследования является Самотлорская нефть. Предмет исследований – процесс атмосферно-вакуумной перегонки.

Практическая значимость. В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Установки АВТ современных нефтеперерабатывающих заводов включают тот же набор процессов, который использовался на протяжении десятков лет. Как и прежде, наиболее ценными продуктами являются фракции, относящиеся к разряду топлив: бензиновая, керосиновая, дизельная. На многих действующих НПЗ изменение ассортимента производимых продуктов осуществляется корректировкой технологических параметров работы ректификационных колонн атмосферного блока установки.

Самотлоорское нефтяноое месторождение – крупнейшее в России <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D1%8F> и 6-е по размеру в мире нефтяное месторождение <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5>. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A5%D0%B0%D0%BD%D1%82%D1%8B-%D0%9C%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%B8%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%B0%D0%B2%D1%82%D0%BE%D0%BD%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BE%D0%BA%D1%80%D1%83%D0%B3>, вблизи Нижневартовска <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%9D%D0%B8%D0%B6%D0%BD%D0%B5%D0%B2%D0%B0%D1%80%D1%82%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA>, в районе озера Самотлор <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A1%D0%B0%D0%BC%D0%BE%D1%82%D0%BB%D0%BE%D1%80_(%D0%BE%D0%B7%D0%B5%D1%80%D0%BE)>. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». Месторождение было в 1965 году. На месторождении <#”justify”>Самотлорская нефть имеют небольшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 350 0 С (от 58 до 63%), и являются менее сернистыми (0,56-1,10%) и менее смолистыми (селикагелевых смол не более 12%).

Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25-67) вследствие высокого содержания парафиновых.

Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами.

Осветительный керосин марки КО-20 можно получать без предварительной очистки (содержание серы до 0,1%) из шаимской, мортымьинской, советской и самотлорской нефтей. Вследствие высокой температуры застывания дизельных фракций из нефтей Западной Сибири можно получать в основном летние дизельные топлива, которые характеризуются высокими цетановыми числами (45-60). Из большинства нефтей Западной Сибири могут быть получены топочные мазуты марок 40, 100 и 200.

Большинство нефтей Западной Сибири является хорошим сырьем для получения дистиллятных и остаточных базовых масел. Особенно следует отметить усть-балыкскую и самотлорскую нефти, из которых получаются высокоиндексные масла с большим выходом.

Из изложенного следует, что нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения топлив и масел [6].

, г/см2 , мм/см2 мм/см2Температура застыванияТемпература вспышки в закрытом тиглеДавление насыщенных паров, мм. рт. ст. с обработкойбез обработкипри 380Спри 500С0,84261946,133,33< -33 -< -35279311

ПарафинСодержание, %Коксуемость, %Зольность, %Кислотное число мг КОН на 1г нефтиСодержание, %Выход фракций вес. %Содержание, %Температура плавления, 0ССерыАзотаСмол сернокислотныхАсфальтеновСмол силикагелевыхНафтеновых кислот ФеноловДо 2000СДо 3500С2,3500,960,12141,3610,01,490,0010,0380,0110,00630,658,2

НефтьН. К.,0СОтгоняется (в %) до температуры. С120140150160180200220240260280300Самотлорская смесь451823262832353943475156

Таблица 4. Изменение кинематической вязкости (в мм 2 /с) нефтей в зависимости от температуры

Нефть, мм/см2 , мм/см2 , мм/см2 , мм/см2Самотлорская смесь6,134,614,033,33

Таблица 5. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры

Таблица 6.Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры

Нефтьплотность при 20°Спри 30°Спри 40°Спри 50иССамотлорская (смесь)0,84260,83530,82800,8207

Температура отбора. °СВыход (на нефть), % , г/см2Фракционный состав % °ССодержание серы, %Октановое числоКислотность мг КОН на 100 мл. фр. Давление насыщенных паров (при 380 С) мм. рт. ст. Н.K.10%50%90%Без ТЭСс 0,6г ТЭС на 1кг фр. С 2.7 г ТЭС на 1 кг фр.1234567891011121328-625,60,6280—-074,2—-28-858,90,6455 35456380-67,480,089,1Следы35028-10011,40,660039506988_65,478,387,8-_28-10013,00,674542557496-63,576,686,6–28-12014,60,6890466080104следы61,575,085,50,0824328-13016.40.698748″628511159,672,9–28-14018.20.7083516590125-57,770,8—28-15019.90.7180536795135следы55,868,60.2415028-16021,80,72275468100145-55,067,7–28-17023,60,72745569106156-54,266,6—28-18025,40,73215670111165-53,465,6—28-19027,20,736857721171740,00952,564,7-28-20029.10,741658731221850,01551,663,780,43138

Таблица 9. Групповой углеводородный состав фракции, выкипающих до 200 0 С

ТемператураВыход (на нефть) % , г/см3 Содержание углеводородов, %ароматическихнафтеновыхпарафиновыхвсегонормального строенияизостроения28-605,40,62721,370501486444260-955,10,69301,396023860312995-1224,50,73401,4125732612536122-1504,90,75751,42401230582434150-2009,20,78801,4420202456213528-20029,10,74161,41651027632835

Таблица 10. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Температура отбора, СВыход (на нефть),% , г/см3Содержание серы, %Содержание углеводородов, %ароматическихнафтеновыхпарафиновыхвсегонормального строенияизостроения62-85330.6895Следы23563342962-1056,50.7078»43462313162-14012,60.73000.00763361263585-1053,20.72150.0055346128 3385-1205,70.72910.00863361263585-18016,50.75580.0161229592435105-1202,50.73760.013732612536105-1406,10.74650,014931602436120-1403,60.75280.0151130592435140-1807,20.77620,0191726572235

НефтьТемпература отбора. °СВыход (на нефть), % , г/см2Фракционный состав % °С, мм/см2 , мм/см2Температура, 0 СТеплота сгорания, ккал/мгВысота не коптящего пламени, ммСодержание ароматических углеводородов, % Н. K. , мм/см2 , мм/см290%98%Температура вспышки в закрытом тиглеНачало кристаллизациисамотлорская (смесь)120-230!9.90,78811251401672102231,364,5226–1032025,5-120-24021,70,79171301451732202351,435,0234-6010318252.21

НефтьТемпература отбора, °СВыход (на нефть), % , г/см2Фракционный состав, % Температура, 0 СВысота не коптящего пламени, ммОктановое числоСодержание серы, % Н. K. , мм/см2 , мм/см290%98%Отгоняется до 2700СТемпература помутненияТемпература вспышки в закрытом тиглеСамотлорская (смесь)150-28023,40,8153168181210249256–40-2131,90,19150-32030,90,827817018322828530378-305620<230,29

Таблица 13.Групповой углеводородный состав керосиновых фракций [5]

Температура отбора, °CCoдержание углеводородов, %АроматическихНафтеновыхПарафиновыхСамотлорская нефть200-250203149250-300262846200-300232948300-350412138

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 [7].

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 [8].

Атмосферно-вакуумная перегонка относится к первичному процессу и отсюда можно выделить основное её назначение – разделить нефть на фракции, и использовать максимальные возможности нефти по количеству и качеству получаемых исходных продуктов.

Основным первичным процессом переработки нефти является перегонка.

Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, 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 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. Это важное достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

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 чёткость разделения смесей [9].

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массобмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокипящих, и жидкость – из высококипящих компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны [7].

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах) [8].

Конструкция аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести.

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна – вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения [9].

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип – выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти [10].

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4% (мас.). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефти следует тщательно обезвоживать и обессоливать [11].

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2% мас.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15% мас.) и выходом фракций до 350 0 С не более 45% мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток – меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0% мас.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2% мас.) и бензиновых фракций (до 20-30% мас.) и фракций до 350 0 С (50-60% мас.) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% мас. бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций: головной (н. к.-62 0 С), бензольной (62-85 0 С), толуольной (85-120 0 С) и ксилольной (120-140 0 С) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н. к.-85 0 С) и широкой (85-180 0 С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции, и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, то есть приблизительно 350-360 0 С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья, возможно, использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов – перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны? 100 и? 20 мм. рт. ст. (? 133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600 0 С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной, а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки, то есть с отбором фракций до гудрона, должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона [12].

При переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей – установки по депарафинизации фракций, особенно керосино-газойлевых [2].

Влияние технологических параметров на процесс перегонки нефти. Нормальная работа ректификационных колонн и требуемое качество продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима – отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах перегонки нефти применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте колонны.

А) нагрева остатка ректификации в кипятильнике с паровым пространством;

На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные схемы орошения. Так, сложная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще всего применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционной орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции.

Использование только одного острого орошения в ректификационных колоннах неэкономично, так как низкопотенциальное тепло верхнего погона малопригодно для регенерации теплообменом. Кроме того, в этом случае не обеспечивается оптимальное распределение флегмового числа по высоте колонны, ухудшается разделительная способность нижних тарелок концентрационной секции колонны, в результате не достигается желаемая четкость разделения. При использовании циркуляционного орошения рационально используется тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравниваются нагрузки по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваются оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационной секции.

При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба эти рабочие параметры тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.

При оптимизации технологических параметров колонн ректификации целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:

Обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического, и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;

Исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

Позволяют использовать дешевые и доступные хладагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников;

Обеспечивают нормальную работу аппаратов и процессов, связанных с колонной ректификации с материальными и тепловыми потоками;

Обеспечивают оптимальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам.

По величине давления колонны ректификации, применяемые на промышленных установках перегонки нефтяного сырья, можно подразделить на следующие типы:

Атмосферные, работающие при давлении несколько выше атмосферного (0,1-0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных нефтей на топливные фракции и мазут;

Вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом при остаточном давлении в зоне питания (?100 и 30 гПа), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный газойль или узкие масляные фракции и гудрон;

Колонны, работающие под повышенным давлением (1-4 МПа), применяе-мые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти.

Повышение или понижение давления в ректификационной колонне сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением температурного режима.

Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее значимых параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации.

С целью создания требуемого парового орошения в отгонной секции атмосферной и вакуумной колонн промышленных установок перегонки нефти, а также испарения (отпаривания) низкокипящих фракций нефти на практике широко применяют перегонку с подачей водяного пара.

При вводе водяного пара в отгонную секцию парциальное давление паров снижается и создаются условия, при которых жидкость оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение, то есть действие водяного пара аналогично вакууму. При этом теплота, необходимая для отпаривания паров, отнимается от самой жидкости, в связи с чем она охлаждается. Испарение жидкости, вызванное водяным паром, прекращается, когда упругость паров жидкости при понижении температуры снизится настолько, что станет равным парциальному давлению. Таким образом, на каждой теоретической ступени контакта установится соответствующее этим условиям равновесие фаз.

Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:

Повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жидкости между тарелками;

Увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

Усиление коррозии нефтеаппаратуры и образование больших количеств загрязненных сточных вод.

В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки [13].

Рассмотрим влияние отдельных факторов технологического процесса на процесс ректификации [14].

Температура нагрева сырья. Сырье перед поступлением в колонну подогревается. Необходимая температура подогрева сырья находится в прямой зависимости от количества низкокипящего компонента, содержащегося в исходном сырье. Чем выше содержание низкокипящих компонентов, тем меньше требуется предварительный подогрев сырья и наоборот.

Сырье подается на ту тарелку колонны, температура которой соответствует температуре подогрева сырья.

Равномерность подачи сырья. Желательно, чтобы сырье в колонну поступало равномерно, т. е. соблюдалось постоянство сырья и постоянство потока, это обеспечит устойчивый режим работы колонны.

Подача орошения. Орошение подается для поддержания температуры верха колонны и образования жидкой фазы в зоне верхних тарелок. Количество подаваемого на верх колонны орошения должно быть постоянным и надежно обеспечивать регулирование температуры верха.

Орошение в колонну подается с определенной кратностью, изменение количества поступающего орошения резко меняет количество образующейся паровой фазы, что затрудняет регулирование давления в колонне.

Давление в колонне. От постоянства давления зависит постоянство скоростей движения паровой фазы по высоте колонны. Изменение давления влияет на количество паровой фазы, так как с понижением давления объем паровой фазы увеличивается. С увеличением паровой фазы скорость паров по высоте колонны растет и может быть такой, что при контактировании может вызвать чрезмерное вспенивание жидкой фазы на тарелках и забрасывание капель жидкости с нижней тарелки на верхнюю. В этом случае резко падает четкость погоноразделения ректификационной колонны. Поэтому необходимо в колонне поддерживать постоянное давление.

Температура низа колонны. Температура низа колонны поддерживается в пределах, обеспечивающих полноту испарения низкокипящего компонента. Если температура низа колонны будет поддерживаться ниже установленной нормы, то будет происходить потеря низкокипящих компонентов с остатком.

С повышением температуры выше заданной по режиму резко увеличивается поток паровой фазы и возможно захлебывание колонны, т. е. переполнение тарелок колонны жидкостью, образующейся при конденсации тяжелых паров в верхней зоне тарелок. От равномерности подогрева зависит и равномерность газового потока. Нужно следить также за уровнем жидкости внизу колонны, так как переполнение колонны ухудшает отпарку легких компонентов из остатка [15].

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

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

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

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

3.Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута.

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [16]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими – продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии

– водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ Н 2 0). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков.

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации [17].

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах.

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

Увеличение глубины отбора светлых из нефти (фракций до 350-360 0 С является важнейшей задачей первичной перегонки нефти. Повышение четкости погоноразделения является также одной из важных задач перегонки, поскольку основные показатели качества дистиллятных фракций существенным образом зависят от их фракционного состава [2].

Однако непрерывное наращивание мощности установок первичной перегонки нефти без значительной их реконструкции привело к заметном) ухудшению качества продуктов: наложение температур кипения между некоторыми дистиллятными фракциями достигло 100-150 и С, температура начала кипения мазута стала на 40- 50 °С ниже температуры конца кипения дизельного топлива, а содержание в мазуте фракций до 350 °С повысилось до 10-12 %. При последующей переработке такого мазута содержание фракций дизельного топлива в вакуумном газойле доходило до 30 %.

В атмосферной колонне осуществляется основное разделение нефти на дистиллятные фракции и мазут. По мере утяжеления фракций четкость разделения ухудшается вследствие уменьшения относительной летучести разделяемых фракций и флегмового числа.

Наибольшее значение флегмовое число имеет в верхней секции колонны достаточно высокое оно и в следующей, нижележащей секции, однако в секции, расположенной ниже отбора фракции дизельного топлива (или атмосферного газойля), флегмовое число явно недостаточно. Низкие флегмовые числа в нижних секциях атмосферной колонны являются следствием недостатка тепла, вносимого в колонну. Поскольку все тепло в атмосферную колонну вносится с сырьем, для повышения четкости ректификации и увеличения глубины отбора светлых необходимо увеличивать долю отгона сырья за счет максимального его подогрева и понижения давления в колонне [18].

Термическая стабильность тяжелых углеводородов позволяет нагревать нефть при атмосферной перегонке до 350-360°С, что обеспечивает долю отгона сырья, на 5-10 % превышающую сумму отбора светлых в колонне. На результаты перегонки большое влияние оказывает давление. При увеличении давления отбор дистиллятов уменьшается, при этом значительно ухудшается качество продуктов, т. е. четкость ректификации. Анализ работы промышленных колонн также подтверждает этот вывод: при повышенном давлении не удается полностью отобрать светлые дистилляты, отбор их составляет 70-80 % or потенциала; не достигается и ожидаемое увеличение производительности колонны. В то же время переход на пониженное давление, близкое к атмосферному, и на умеренный вакуум порядка 400-800 гПа дает возможность не только повысить качество получаемых продуктов, но и улучшить технико-экономические показатели процесса. Перегонка при пониженном давлении и в вакууме позволяет отказаться от применения водяного пара и дает экономию в расходе тепла на 5 %. В настоящее время разрабатываются перспективные схемы замены водяного пара потоком нефтепродуктов.

Эффективность процесса вакуумной перегонки мазута, как и перегонки нефти, зависит как от параметров технологического режима, так и от конструктивных особенностей отдельных узлов блока: печи, трансферной линии, узла ввода сырья, конструкции тарелок, насадок и т. д. Состав мазута, поступающего на вакуумный блок из атмосферной колонны, регламентируется содержанием фракций, выкипающих до 350°С. Традиционно считают, что содержание светлых должно составлять не более 5 % (мас.), так как их рост приводит к увеличению диаметра вакуумной колонны, затрудняет полную конденсацию паров на верху колонны и увеличивает загрузки вакуумсоздаюшей системы. Необходимо отметить, что содержание светлых фракций в мазуте определяется фракционным составом (а именно температурой конца кипения) получаемого в атмосферной колонне дизельного топлива [19].

Для регулирования (стабилизации) состава сырья вакуумной колонны и одновременно с этим повышения отбора светлых (до 98 % от потенциала) между атмосферной и вакуумной колоннами в некоторых патентах рекомендуют помешать буферную ступень испарения мазута.

Температура нагрева сырьевого потока (мазута) определяется температурой его термического разложения, которое ведет к образованию неконденсируемых газов разложения. На их откачку расходуется мощность вакуумсоздающей системы. Минимальное давление на выходе из печи обеспечивается правильным подбором конструкции трансферной линии, связывающей печь с колонной, при этом минимизируется перепад давления между печью и вакуумной колонной Рекомендуются следующие оптимальные значения параметров: длина трансферной линии не более 30 м (без резких поворотов и вертикальных участков), удельная массовая скорость потока мазута – не более 150 кг/(с м 2 ).

Схемы орошения вакуумных колонн определяют как отбор и качество продуктов, так и стабильность режима работы. Одной из существенных особенностей вакуумных колонн является использование верхнего орошения, предназначенного для полной конденсации паров, поэтому верхняя секция часто называется конденсационной [20].

Для полной конденсации паров вверху вакуумной колонны (по сравнению с атмосферной) требуется значительно больше тарелок циркуляционного орошения, чтобы обеспечить тс же значения тепла конденсации. Для создания максимального температурного напора и равномерной нагрузки на тарелки ВЦО рекомендуется схема порционной подачи охлажденной флегмы. Предполагается, что при такой схеме, кроме углубления конденсации и сокращения потерь сверху колонны, обеспечивается гибкость и стабильность режима верха колонны и вакуум – создающего устройства. При проектировании иногда не учитывают специфику работы конденсационной части вакуумной колонны. Это часто приводит к общему недостатку существующих высокопроизводительных вакуумных колонн – нехватке флегмы для полной конденсации и поддержания нужной температуры вверху конденсационной секции [21].

Промежуточное циркуляционное орошение (ПЦО) почти во всех вакуумных колоннах создастся за счет подачи части охлажденного выводимого бокового погона на несколько тарелок выше его вывода. В вакуумных колоннах вторичной перегонки широкой масляной фракции ПЦО часто работает индивидуально, под тарелкой вывода бокового погона.

Количество ПЦО должно определяться исходя из того, какое число боковых потопов и в каком количестве выводится их колонны (или каково соотношение количеств этих погонов), а также исходя из требования к их качеству. При этом количество ПЦО определяет и объем паров в максимально нагруженном сечении колонны.

Обычно перегонка мазутов осуществляется с вводом водяного пара в низ отгонной части колонны в количестве 1-7 % па мазут. Однако с позиций повышения эффекта отпарки углеводородных фракций существует верхний предел расхода пара в 1,5 %. Подача водяного пара в вакуумную колонну вызывает следующие отрицательные эффекты: увеличение площади сечения колонны на 20-30 %; разбавление потока углеводородных паров концентрационной части и соответствующее увеличение сопротивления массопередаче (снижение КПД тарелок): увеличение выноса углеводородной фракции с верха колонны; увеличение нагрузки на вакуумсоздающую систему.

К тому же экспериментально показано, что ввод водяного пара до 7% увеличивает высоту колонны на размер эквивалентной теоретической тарелки. Для вакуумных колони это особенно важно. Исключение подачи водяного пара позволяет устранить вынос газойлевых фракций с верха вакуумной колонны, что снижает нагрузку на вакуумсоздающую систему [22].

Обеспечение определенного фракционного состава базовых масляных фракций, получаемых в вакуумной колонне, является одним из условий производства на их основе высококачественных товарных масел.

Снижение общего остаточного давления в вакуумной колонне отражается не только на четкости разделения, но и на перераспределении углеводородов масляных фракций в процессе однократного испарения мазута, т. е. непосредственно на качестве масляных фракций [23].

Системы создания вакуума в настоящее время значительно усовершенствованы. Наибольшее распространение получили системы:

-с включением барометрического конденсатора, в котором осуществляется конденсация паров, выходящих с верха вакуумной колонны, за счет подачи воды или дизельного топлива в качестве конденсирующего и абсорбирующего агента;

-с включением поверхностных конденсаторов с закрытой конденсацией паров;

-с предвключенными паровыми эжекторами, отсасывающими газы и пары непосредственно из колонны.

Для сокращения количества загрязненной воды на ряде заводов вместо воды в барометрический конденсатор стали подавать охлажденное дизельное топливо и заменять барометрические конденсаторы поверхностными.

Проблема уменьшения загрязнения окружающей среды обусловливает поиск решений создания вакуума без загрязнения воды и воздуха. Положительный длительный опыт применения дизельных фракций в качестве конденсирующего и охлаждающего агента в барометрическом конденсаторе позволил использовать дизельные фракции и в качестве эжектируюшего агента. Замена водяного пара в эжекторах на жидкостной эжектирующий агент повышает КПД процесса эжектирования. Известно, что энергетический КПД эжекторов, в которых в качестве рабочего агента используется водяной пар. достигает максимального значения 10-12%. При использовании жидкостного рабочего тела КПД эжектора достигает 38-39 %. Сочетание процессов конденсации и эжектирования позволяет еще больше увеличить КПД эжектора.

Таким образом, новые системы создания вакуума основаны на циркуляции жидких нефтяных фракций (дизельная или газойлевая) через специальные инжекторные системы [17].

Исследование показало, что в вакуумных газах, направляемых на сжигание в печь, за счет промывки газов дизельной фракцией или газойлем значительно уменьшается содержание сернистых газов. Достигаемая глубина вакуума (остаточное давление 20- 25 мм рт. ст., или 2.6-3,3 кПа) позволила прекратить подачу пара в низ вакуумной колонны. Циркулирующее дизельное топливо или газойль постоянно обновляется. Часть циркулирующей жидкости выводится из системы на гидроочистку и затем используется но целевому назначению. Снижение количества водного конденсата как в атмосферной, так и в вакуумной части установки АВТ, совершенствование вакуумсоздающей системы улучшает технико-экономические и экологические аспекты работы установок первичной переработки нефти [24].

На многих действующих НПЗ изменение ассортимента производимых продуктов осуществляется корректировкой технологических параметров работы ректификационных колонн атмосферного блока установки. Авторы Д. А. Луканов, Т. В. Костина, В. А. Тыщенко и JI. K. Лубсандоржиева считают, что переход одного режима работы на другой неминуемо ведет к потерям качества, а в ряде случаев может сопровождаться аварийными ситуациями[10]. Исключить этап переходного процесса позволяет использование схемы выработки керосиновой фракции и дизельных топлив по смесевому варианту. Такой вариант в рамках существующей технологии был реализован на установке АВТ-11 ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод». Также интенсификацию процесса атмосферно вакуумной перегонки можно осуществить при помощи активатора бензин-отгон-гидроочистки дизельной фракции. На основе теории регулируемых фазовых переходов возможно усовершенствование путем компаундирования сырья перегонки с оптимальным количеством ароматических добавок и обеспечения определенной скорости его перемещения в змеевике печи. Улучшение процесса может осуществляться в присутствии специальных добавок – активаторов.

ГУП «Институт нефтехимпереработки РБ» – Башкирский научно – исследовательский институт по переработке нефти успешно реализует новую энергосберегающую и экологичную технологию вакуумной перегонки мазута без применения водяного пара. Особенности технологии – применение гидроэжекторной вакуумсоздающей системы и углеводородного испаряющего агента. Для работы в режиме глубокого отбора вакуумных дистиллятов введена колонна стабилизации. В итоге – мягкий режим нагрева мазута в печи, глубокий отбор дистиллятов с концом кипения 520-540°С.

Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов и соединений серы приводит вследствие гидролиза и крекинга при перегонке нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников. Коррозийный износ оборудования установок переработки нефти является одним из основных препятствий на пути увеличения их межремонтных пробегов [25].

Для защиты конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти АВТ от коррозионного воздействия неорганических хлоридов, ХОС, серосодержащих соединений и кислот на многих НПЗ в последние годы внедрена комплексная программа химико – технологических мероприятий, включающая следующие понятия:

-глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на ЭЛОУ с эффективными, надежными в эксплуатации элетродегидраторами, с применением современных высокоактивных нефтерастворимых деэмульгаторов и эффективных смесителей промывной водой с нефтью:

-подачу в обессоленную нефть требуемых количеств защелачивающих реагентов (NaOH, Na 2 CО 3 ) оптимальной концентрации;

Подачу в шлемовые линии атмосферных колонн современных нейтрализующих аминов и пленкообразующих ингибиторов коррозии.

Авторы Хуторянский, Гоев провели исследования, которые показали, что при глубоком обессоливании нефти на ЭЛОУ основным поставщиком коррозионного НС1 являются неудаляющиеся при промывке нефти на ЭЛОУ ХОС, в связи с чем возрастает важность процесса защелачивания обессоленной нефти, противодействующего гидролизу хлоридов и разложению ХОС с образованием НС1 [11].

В ходе работы авторами была проверена эффективность защелачивания глубоко обессоленной нефти при двух соотношениях соды и щелочи в защелачивающем реагенте – 4:1 и 3:1. Было установлено, что при обоих соотношениях оптимальный расход защелачивающего реагента составил величину – 30 г/т.

Полученный результат, по мнению авторов, очень важен, так как поставил под сомнение принятый механизм защелачивания, в соответствии с которым MgCl преимущественно реагирует с NaOH, а СаСl с Na 2 C0 3 и свидетельствовал о значительно завышенном расходе содощелочного раствора, требуемом для предотвращения гидролиза неорганических хлоридов и наличии дополнительного источника образования НС1-ХОС.

На современном этапе интенсификация технологических процессов может быть решена на основе представления о нефти и нефтяных остатках как о дисперсных системах [26].

Высокомолекулярные соединения нефти (ВМС) и нефтяных остатков в зависимости or условий переработки их могут находиться как в молекулярном, так и в структурированном состоянии, регулирования свойств которых возможно при изменении величины и интенсивности внешнего воздействия (температура, давление, ПАВ, механические, магнитные, центробежные, электрические, ультразвуковые поля). Нефти и нефтяные остатки обычно рассматриваются как микрогетерогенные системы, склонные к формированию молекулярных структур. Образование дисперсной фазы вызывает неустойчивость нефти и нефтяных остатков, что придает им свойства коллоидных растворов. Поэтому для научно-обоснованного выбора того или иного регулирования свойств нефтяных дисперсных тщательное изучение их строения [12].

Атмосферно-вакуумная перегонка нефти и нефтяных остатков является процессом, эффективность которой во многом определяет экономические показатели НПЗ, а интенсификация этого процесса является актуальнейшей задачей нефтепереработки.

Одна из важнейших задач рационального использования нефти увеличение выхода топливных дистиллятов при ее перегонке, осуществляемой в промышленных масштабах на установках AT и АВТ. Разность между потенциалом светлых нефтефракций, выкипающих до 360°С и отбором светлых нефтепродуктов на установках AT зависимости от качества перерабатываемой нефти, ассортимента отбираемых продуктов и их отношения достигает 5-6-7 (масс.) на нефть [27].

Широкое распространение вторичных процессов переработки нефти повышает требования к четкости разделении нефти и более глубоким отбором. Ритмичность работы современного нефтеперерабатывающего завода и высокое качество всех товарных нефтепродуктов зависят от четкости работы установок первичной переработки нефти, по получению сырья для вторичных процессов»

Решение этой задачи включает в себя не только знание химического состава сырья и его физических и технологических свойств, но и возможности интенсификации на основе этих знаний процессов переработки нефтяного сырья.

На установке AT и АВТ нефтеперерабатывающих заводов отбензинивающие колонны работают под повышенные давлением до 0,5 МПа, что обуславливает использование большого объема теплообменной аппаратуры и печей с большой теплонапряженностью. По сравнению с ними использование данного способа позволяет сократить капитальные затраты на 40-50%. исключить потребление оборотной воды на конденсацию и охлаждение головных продуктов отбензинивающей и основной ректификационной колонн, уменьшить степень загрязнения окружающей среды и за счет этого получить значительный эффект.

С целью повышения производительности процесса, из отгонной секции первой колонны отводят жидкую фазу, которую, в количестве 5-151 мас. от исходного сырья отгонной секции, подают во вторую атмосферную колонну в точку между отбором нижнего бокового погона и вводом остатка первой колонны. В качество жидкой фазы используют остаток отгонной секции первой атмосферной колонны.

Физико-химическая технология переработки нефти базируется на теории регулируемых газовых переходов. В основе, действующей в настоящее время на технологии переработки нефти, расчетов технологических установок в частности, установок атмосферно-вакуумной перегонки нефти лежат теоретические представления о нефти как о молекулярных растворах, что позволяет осуществлять лишь контроль, а не регулирование разовых переходов в нефти. Центральная роль в теории регулируемых процессов принадлежит представлением о формировании в ходе процессов переработки надмолекулярных структур различных типов (пузырька, пара, ассоциата) и возможности их регулирования при фазовых переходах внешними воздействиями (добавки, электрические и магнитные поля, механические и акустические, ультразвуковые колебания, и др.). регулирования размеров надмолекулярных структур происходит иное распределение углеводородов между образующимися микрофазами, чем при нерегулируемом разовом переходе, что влияет в конечном счете на выход и качество получаемых нефтепродуктов [28].

Главное внимание в вопросах перегонки и ректификации нефти традиционно уделялось изучению системы пара, жидкости, расчетам парциального давлении летучих компонентов нефтяной системы в зависимости от ее состава и внешних условий, что является основополагающим для технологических расчетов [13].

Интенсификация процесса атмосферно-вакуумной перегонки нефти на основе теории регулируемых фазовых переходов возможна путем компаундирования сырья перегонки с оптимальным количеством ароматических добавок и обеспечения определенной скорости его перемещения в змеевике печи.

Компаундирование – одни из наиболее рациональных способов повышения выхода дистиллятных фракций в процессе атмосферной перегонки нефти. Это обязательный этап производства, так как в современном мине нефтеперерабатывающем заводе вовлечены в переработку часто не только несколько типов нефти, но и газоконденсаты.

Интенсификация атмосферной перегонки нефти в присутствии специальных добавок активаторов также перспективное направление. Природа и рабочие концентрации этих добавок могут варьироваться довольно широких пределах. Ароматические добавки, повышая растворяющую способность дисперсионной среды, изменяют степень дисперсности всей системы[30].

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Ввиду большого разнообразия используемых нефтей и их качества, а также возможного ассортимента продуктов не всегда следует применять одну типовую схему. При выборе схемы АВТ необходимо определять:

Возможность и целесообразность комбинирования АВТ с другими установками;

Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. При составлении схемы следует учитывать и применять самые прогрессивные решения.

Для новых НПЗ характерно применение крупных технологических установок с минимальным числом их повторения. При повышении мощности технико-экономические показатели установок первичной перегонки нефти улучшаются. Так, при увеличении мощности установки АВТ-6 на 33% в результате ее реконструкции по сравнению со строительством отдельной атмосферной установки производительность труда возрастает в 1,3 раза, удельные капитальные затраты снижаются на 25%, удельные эксплуатационные расходы – на 6,5%. В связи с укрупнением установки возрастают требования к надежности работы оборудования

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций [9].

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5 – 2,2 %) и бензиновых фракций (до 20 – 30 %) и фракций до 350°С (50-60%) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут.

В колонне частичного отбензинивания отбирают 50-60 % от потенциала бензина. Стремиться к большему отбору бензина за счет дополнительного подвода тепла в низ колонны или подачи водяного пара не следует, так как это повышает затраты на перегонку. Кроме того, состав сырья атмосферной колонны настолько утяжеляется, что требуется чрезмерно высокая температура питания, которая оказывается выше максимально допустимой (350°С). Схема перегонки нефти с колонной предварительного частичного отбензинивания и основной сложной ректификационной колонной получила наибольшее применение в отечественной нефтепереработке. Она обладает достаточной гибкостью и универсальностью.

Технологическая схема атмосферно-вакуумной перегонки состоит из отбензинивающей колонны, в которой происходит выделение газов и бензиновых фракций, атмосферной колонны с боковыми погонами, вакуумной колонны, предназначенной для получения узких масляных фракций.

Температура, 0С:подогрева нефти в теплообменниках200-300подогрева отбензиненной нефти в змеевиках трубчатой печи330-360паров, уходящих из отбензинивающей колонны120-140внизу отбензинивающей колонны240-260паров, уходящих из основной колонны120-130внизу основной колонны340-355Давление. МПа:в отбензинивающей колонне0,4-0,5в основной колонне0,15-0,20

Отбензинивающая колонна (К-1). В колонне регулируются следующие параметры:

Температура верха колонны обусловлена температурой конденсации легких нефтяных фракций [6]. Внизу колонны температура регулируется для того, чтобы не происходило испарение и унос более тяжелый фракций.

Несоблюдение температурного режима приведет к снижению качества получаемого продукта.

Давление в отбензинивающей колонне поддерживается постоянно и стабильно. Понижение давления в колоне вызывает падение скорости реакции и температуры, вследствие чего снизится выход целевых продуктов Повышение давления вызывает сбой работы ректификационной колоны.

Атмосферная колонна (К-2). В атмосферной колонне происходит разделение нефти на фракции. В колонне регулируются следующие параметры:

Температура: верха колонны – 95-130 °С; середины – 120-170°С; низа – 340-355°С.

Температура середины колонны обусловлена значением температуры поступающего в колонну продукта. В атмосферной колонне К-2 температура низа колонны определяется максимально допустимой температурой нагрева нефти. При более высокой температуры происходят деструктивные превращения, которые способствую разложению углеводородов и ухудшению получаемой продукции. Вверху колонны температура регулируется с такой целью, чтобы происходила конденсация легкого бензина, отбирающегося с верха колонны, и таким образом, отделение его от нефти [29].

Давление должно постоянно поддерживаться. Необходимость регулирования объясняется тем, что давление бензина непосредственно определяет степень нагрева верха колонны, а последняя оказывает существенное влияние на процесс отбензиневания нефти. Этим же фактом определяются и основные требования, предъявляемые к быстродействию и точности контура регулирования: пары бензина на выходе колонны должнь быть нагреты до температуры 130 °С (температура выпаривания бензина). Понижение давления в ректификационной колонне снижает четкость ректификации, а повышение давления может привести к разрыву ректификационной колонны [30].

На результаты перегонки большое влияние оказывает давление. Ниже в таблице 15 приведены данные о влиянии давления на процесс перегонки нефти для установки производительностью 6-8 млн т нефти в год.

Р=0,17 МПаР=0,5 МПаТемпература, 0Ссырья360380низа колонны338331Отгон, % (мас.)6238Отбор светлых, % (мае.) на сырье52,435,2Количество тепла, затраченного на нагрев сырья в печи, МВт210193Количества тепла, отводимого в конденсаторах, МВт162122,5

При увеличении давления отбор дистиллятов уменьшается, при это. ч: значительно ухудшается качество продуктов, т. е. четкость ректификации.

Из атмосферной колонны отбираются 3 боковых погона в выносных колоннах: верхний – керосиновая фракция, средний – легкая дизельная фракция, нижняя – тяжелая дизельная фракция. Под нижнюю тарелку каждой колонны подается водяной пар. В каждой секции поддерживается определенная температура и уровень.

Температура: колонна 1 – 20-165 °С; колонна 2 – 130 – 220°С; колонна 3 – до 320 °С.

Регулирование температуры в ректификационных колоннах предусмотрено с целью более четкой ректификации – выделения целевых продуктов из исходной смеси. Повышение температуры может привести к деструктивным превращениям в составе вторичных продуктов [22].

Вакуумная колонна. Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута – получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 – 500 °С). В колонне регулируются следующие параметры: Температура: питания – 395°С; верха – 125°С; низа – 352°С; вывода: легкого вакуумного газойля -195°С; широкого вакуумного газойля – 260°С; затемненной фракции – 300°С. Давление составляет – 8,0 кПа.

При снижении общего давления увеличивается относительная летучесть и повышается четкость разделения углеводородных компонентов [17].

Снижение общего остаточного давления в вакуумной колонне отражается не только на четкости разделения, но и на перераспределении углеводородов масляных фракций в процессе однократного испарения мазута, т. е. непосредственно на качестве масляных фракций.

Помимо основных колонн блок атмосферно-вакуумной перегонки нефти имеет вспомогательные аппараты:

1. Конденсаторы-холодильники. Температура на выходе конденсаторов – холодильников должна быть не больше 70°С, чтобы осуществлялась конденсация и охлаждение верхних продуктов ректификационных колонн.

2. Печь. Теплота в нижнюю часть колонн подводится через печь. Температура продуктов на выходе из печи должна быть не больше 370°С, так как при более высоком нагреве может произойти разложение углеводородов нефти, что приведет к ухудшению качества продукции.

3 Емкости – Е-1, Е-2. В емкостях предусмотрена регуляция уровня в пределах 20-80% от общего объема. Контроль уровней дает возможность максимально заполнить объем емкости и предотвратить ее переполнение. Это позволяет экономично проводить процесс атмосферной перегонки нефти – сэкономить энергоресурсы и время на вспомогательных операциях.

4. Насосы. На выходе насосов стоят датчики давления, чтоб давление в системе не превышало допустимые параметры до 5 кгс/см 2 [24].

В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти с одной сложной ректификационной колонной, с предварительным испарителем и сложной колонной, с предварительной отбензинивающей и сложной колоннами. Схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной представлена на рисунке 1 .

Рисунок 1. Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти: 1, 2, 12 – теплообменники; 3 – отбензинивающая колонна; 4 – холодильник; 5 – воздушный холодильник; 6- емкость орошения; 7- насос; 8- отстойник; 9, 13, 15 – печи нагрева сырья; 10 – атмосферная колонна с отпарными колоннами; 11 – стабилизатор бензина; 14 – пароэжекторный насос; 16 – вакуумная колонна; 17 – концевые холодильники; I – нефть; II – гудрон; III – сброс воды в канализацию; IV – газ на газофракционирующую установку; V – пар водяной; VI – газы эжекции на утилизацию; VII – головная фракция стабилизации на газофракционирующую установку; VIII – дизельная фракция; IX – бензин; X – керосин; XI – вакуумный дистиллят; XII – топливный газ; XIII – дымовые газы; XIV – циркуляционное орошение; XV – вода; XVI – мазут.

Коррозионно-активные вещества удаляются через верх отбензинивающей колонны. Таким образом, основная ректификационная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности.

Нефть I проходит теплообменники 1 и 2, где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая охлаждается в воздушном холодильнике 5, конденсируется в холодильнике 4 и собирается в емкости орошения 6, откуда через отстойник 8 подается в стабилизатор бензина 11. В емкости орошения выделяется также газ IV, направляемый на компримирование.

Полуотбензиненная нефть из нижней части колонны 3 направляется через трубчатую печь 9 в атмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензиненной нефти подогревается в печи 9 и возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщая дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации.

В колонне 10 нефть разделяется на несколько фракций. Из верхней части колонны 10 в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике 4, а затем поступает в стабилизатор II. Кубовый остаток стабилизатора подогревается в печи 13. В качестве боковых погонов из колонны 10 выводятся керосиновая X и дизельная VIII фракции, которые первоначально подаются в секции отпарных колонн 11, в которых в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки. Из нижней части колонны 10 выходит мазут XVI, который через печь 15 подается в колонну вакуумной перегонки 16, где разделяется на вакуумные дистилляты XI и гудрон II. Из верхней части колонны 16 с помощью пароэжекторного насоса 14 отсасываются водяные пары, газы термической деструкции, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят XI и гудрон II через теплообменники подогрева нефти /, 2 уходят с установки.

Для снижения температуры в кубе и более полного извлечения дистиллятных фракций в колонны 10 и 16 подается водяной пар V. Избыточное тепло в них снимается циркуляционными орошениями XIV.

В стабилизаторе 11 из верхней части отбирают «головку стабилизации» – сжиженный углеводородный газ VII, а из куба – стабильный бензин IX, не содержащий газообразных углеводородов. При работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой – колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т. д.

Отбензинивающая колонна в большинстве случаев простая. Имеются схемы, в которых легкий бензин выводится в виде паров через верх колонны, а тяжелый бензин – в виде бокового погона. Особенности работы предварительной колонны таковы:

Невысокий выход бензина-ректификата (5-15 % мас. от загрузки колонны), в результате четкое выделение бензиновых фракций из нефти затруднительно;

Чрезвычайно высокая нагрузка по жидкости в отгонной части колонны предварительного испарения из-за низкой паровой нагрузки и как результат – ухудшение условий отпаривания легких фракций от остатка под действием горячей струи;

Относительно небольшая энтальпия сырья (нефть в теплообменниках нагревается до 200-220 °С), поэтому в колонне не создается достаточного для ректификации теплового потока и для ввода дополнительного тепла и создания парового орошения в нижнюю отгонную часть подается горячая струя; жидкостное орошение – холодное;

Отбензинивание в присутствии газов, поступающих с нефтью, и водяных паров;

Поддержание в колонне повышенного давления, чтобы обеспечить конденсацию водой легких бензиновых фракций в конденсаторах-холодильниках.

Основная атмосферная колонна 10 состоит из 3-5 простых колонн (их число определяется числом выводимых дистиллятов). Верхний дистиллят (обычно бензиновый) выводится в виде паров, остальные дистилляты (жидкие боковые погоны) выводятся через отпарные секции.

В атмосферной колонне 10 все тепло, необходимое для ректификации, вносится потоком сырья, которое нагревается в печи 9 до парожидкостного состояния. Поэтому для улучшения четкости разделения в этой колонне необходимо увеличивать долю отгона сырья, что достигается повышением температуры и снижением давления в зоне питания. Предпочтительно, чтобы доля отгона на 5-10 % мас. превышала сумму светлых дистиллятов, отбираемых в колонне.

Жидкостное орошение вверху колонны создается подачей холодного или циркуляционного орошения. Каждое из них имеет преимущества и недостатки. Обычно при выделении легких фракций применяют холодное орошение, при выделении более тяжелых – циркуляционное. Кроме верхнего орошения, в основной атмосферной колонне применяют промежуточные циркуляционные орошения.

Анализ фактических показателей работы атмосферных колонн АВТ показывает, что промежуточных циркуляционных орошений должно быть в колонне одно или два. Третье организовывать, как правило, нецелесообразно, так как при этом дополнительно регенерируется небольшое количество тепла, но в выше расположенных секциях снижаются флегмовое число и четкость разделения, а схема установки усложняется Количество тепла, отводимого верхним и нижним промежуточным циркуляционным орошениями, должно определяться требованиями к качеству получаемых дистиллятов и регулироваться по температуре паров под тарелками, с которых выводятся эти дистилляты. Промежуточное циркуляционное орошение организуется в сечении колонны под тарелками вывода дистиллятов. Эти тарелки должны быть оснащены сливными устройствами, обеспечивающими нормальный переток жидкости на лежащую ниже тарелку.

Паровое орошение в основной атмосферной колонне 10 и в отпарных колоннах 11 создается при помощи острого водяного пара, который понижает парциальное давление нефтяных паров. От эффективности работы отпарных колонн в значительной степени зависит четкость разделения получаемых на установке продуктов. В отпарных секциях, работающих с вводом водяного пара, стекающая по тарелкам жидкость испаряется под действием своего тепла; его количество, а следовательно, и количество образующихся паров, ограничено. Эффективность обычных тарелок в таких условиях низка (15-20 %), поэтому необходимо применять специальные тарелки с повышенным сопротивлением сухой тарелки. Из-за недостатка тепла дизельные фракции из мазута отгоняются не полностью, и в смежном продукте – вакуумном газойле – содержится 20-30 % мас. таких фракций[31].

. Характеристика и применение готовых продуктов процесса атмосферно-вакуумной переработки Самотлорской нефти

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам, связанным с областью их применения и использования.

Углеводородный газ состоит преимущественно из пропана и бутанов, которые в растворенном виде содержатся в поступающих на переработку нефтях. В зависимости от технологии первичной перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина.

Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требуя дополнительного передела.

Бензиновая фракция с пределами выкипания 28-180 °С преимущественно подвергается вторичной перегонке (четкой ректификации) для получения узких фракций (28-62, 62-85, 85-105, 105-140, 85-140, 85-180 °С), служащих сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью производства индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов; применяется в качестве сырья пиролиза при получении этилена, реже – как компонент товарных бензинов.

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

Дизельная фракция, выкипающая при температурах 140-320 (340)°С, используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180-360 (380) °С – в качестве летнего. При получении из сернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракции 200-320°С и 200-340 °С из высокопарафинистых нефтей используют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией.

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

Широкая масляная фракция с температурами выкипания 350-500 и 350-540 (580) 0 С – вакуумный газойль – используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции с пределами выкипания 320 (350) – 400, 350-420, 400-450, 420-490, 450-500°С используют как сырье для установок производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовых масел.

При выборе ассортимента продукции необходимо учитывать качество сырья. Например, получать узкие бензиновые фракции для установки ароматизации особенно целесообразно при высоком содержании нафтенов в бензиновых фракциях, широкие масляные фракции – при их высоком потенциальном содержании и большом индексе вязкости этих фракций. Однако учитывать специфику сырья можно только для относительно малотоннажных производств. При производстве же наиболее массовых продуктов – бензинов, реактивных, дизельных и котельных топлив – задача ставится так: из любого сырья получать высококачественную товарную продукцию, используя вторичные процессы.

К большинству фракций, получаемых на АВТ, даже по фракционному составу нельзя предъявлять требования ГОСТов на товарные продукты. В этих случаях качество отбираемых фракций определяется межцеховыми нормами. Последние должны быть составлены таким образом, чтобы качество товарных продуктов, получаемых из фракций на АВТ после вторичного процесса, соответствовало требованиям ГОСТа, а выход их был максимальным. Например, дизельное топливо получается на заводе после гидроочистки соответствующей фракции, получаемой на АВТ. При гидроочистке температура кипения продукта уменьшается на 5-15 °С (в зависимости от свойств катализатора и режима процесса). Следовательно, при отборе дизельной фракции на АВТ температура кипения фракции должна быть на 5-15 °С выше, чем нормируется по ГОСТу. В результате увеличивается отбор дизельной фракции на АВТ, и после гидроочистки получается товарный продукт.

Такое однозначное решение возможно только в простейшем случае. Поскольку вторичные процессы можно проводить с разной глубиной и смешивать продукты разных процессов, вопрос о качестве отбираемых на АВТ фракций становится многовариантным и решается методом подбора.

При переработке высококачественных нефтей товарные продукты можно получать непосредственно на АВТ. В этом случае можно добиться полного соответствия фракционного состава и других нормируемых свойств требованиям ГОСТа, изменяя пределы отбора фракций. Подобным способом удается привести в соответствие с требованиями ГОСТа фракционный состав, содержание серы, вязкость, плотность, температуры застывания и вспышки.

Суммарный отбор светлых дистиллятов зависит не только от качества нефти, но и от ассортимента получаемых продуктов. Максимальный отбор дизельной фракции приводит к максимальному отбору светлых дистиллятов. С увеличением отбора керосиновой фракции уменьшается выход дизельной фракции и общий отбор светлых дистиллятов[32].

Согласно заданию кафедры выполнена курсовая работа на тему: «Свойства и переработка Самотлорской нефти».

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Самотлоорское нефтяноое месторождение – крупнейшее в России <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D1%8F> и 6-е по размеру в мире нефтяное месторождение <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5>. Самотлорская нефть имеют небольшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 3500С (от 58 до 63%), и являются менее сернистыми (0,56-1,10%) и менее смолистыми (селикагелевых смол не более 12%). Является хорошим сырьем для получения дистиллятных и остаточных базовых масел.

Атмосферно-вакуумная перегонка относится к первичному процессу. Основным первичным процессом переработки нефти является перегонка. Перегонка осуществляется однократным, многократным или постепенным испарением.

В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350- 370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410- 420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление).

На экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне и от конструктивных особенностей отдельных узлов блока: печи, трансферной линии, узла ввода сырья, конструкции тарелок, насадок и т

Направления интенсификации процесса атмосферно-вакуумной перегонки нефти – совершенствование основных аппаратов установок АВТ, совершенствование технологических схем, совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута. Одним из перспективных направлений интенсификации процесса атмосферно-вакуумной перегонки нефти является компаундирование сырья перегонки с оптимальным количеством ароматических добавок и обеспечения определенной скорости его перемещения в змеевике печи. Компаундирование – одни из наиболее рациональных способов повышения выхода дистиллятных фракций в процессе атмосферной перегонки нефти. Это обязательный этап производства, так как в современном мине нефтеперерабатывающем заводе вовлечены в переработку часто не только несколько типов нефти, но и газоконденсаты. Интенсификация атмосферной перегонки нефти в присутствии специальных добавок активаторов также перспективное направление.

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Ввиду большого разнообразия используемых нефтей и их качества, а также возможного ассортимента продуктов не всегда следует применять одну типовую схему.

Технологическая схема атмосферно-вакуумной перегонки состоит из отбензинивающей колонны, в которой происходит выделение газов и бензиновых фракций, атмосферной колонны с боковыми погонами, вакуумной колонны, предназначенной для получения узких масляных фракций.

К большинству фракций, получаемых на АВТ, даже по фракционному составу нельзя предъявлять требования ГОСТов на товарные продукты. В этих случаях качество отбираемых фракций определяется межцеховыми нормами. Последние должны быть составлены таким образом, чтобы качество товарных продуктов, получаемых из фракций на АВТ после вторичного процесса, соответствовало требованиям ГОСТа, а выход их был максимальным.

. Сериков Т. П. Перспективные технологии переработки нефтей Казахстана. – Алматы: Гылым, 2001. -276с.

. Сериков Т. Т., Серикова З. Ф., Оразбаев К. Н. Современное состояние технологий переработки нефтей Казахстана. – Атырау: Ер Т? стік. 2008 -206с.

4. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа. – М.: ФОРУМ-ИНФРА – М, 2007.-399 с

5. Полищук Ю. М., Ященко И. Г.. Физико-химические свойства нефтей. – Новосибирск: Изд. СО РАН, филиал «Гео», 2004.-109с.

. Нефти СССР (справочник), т. II Нефти Среднего и Нижнего Поволжья. Издательство «Химия», М., 1972 г.

7. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: 2-е изд. М.: Химия, 2001.- 586 с.

8. Ахметов С. А., Ишмияров М. Х., Кауфман А. А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых.- СПб.: Недра, 2009.- 832с

9. Бишимбаева Г. К., Букетова А. Е., Надиров Н. К. Химия технология нефти и газа. – Алматы: «Бастау» 2007.-280с.

11. Н. К. Надиров, Н. М. Дауренбек, К. С. Надиров, Г. Ж. Пусурманова. Химия и физика нефти, газа и угля: Учебное пособие – Шымкент: ЮКГУ, 2008.-404с.

12. Капустин В. М. Основы проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина.- М.: Химия, 2012.- 440 с.

. Надиров Н. К. Нефть и газ Казахстана. В 2-х частях. Ч.1-2. – Алматы: ?ылым, 1995. – 320 с.; 400 с.

4. Сюняев З. И., Сафиева Р. З., Сюняев Р. З. Нефтяные дисперсные системы. – Л.: Химия, 1990. -226с.

15. Глаголева О. Ф., Капустин В. М. Технология переработки нефти. В 2-ух частях. Часть первая. Первичная переработка нефти: Учебн. пособие для студентов высших уч. заведений. – М.: Химия, КолосС, 2007.-400с.

16. Эрих В. И. Химия нефти и газа: Учебное пособие для ВУЗов. – М.-Л.: Химия, 1986. -220с.

17. Проскуряков В. А. Химия нефти и газа: Учебн. пособие / В. А. Проскуряков. Е. А. Драбкин.- Л.: Химия,1989. – 424 с.

18. Луканов Д. А., Костина Т. В., Тыщенко В. А., Лубсандоржиева Л. К Опыт оптимизации работы атмосферного блока установки АВТ по смесевому варианту получения реактивного топлива // Нефтепереработка и нефтехимия. 2011.-№4.-С.8-10.

19. Гюльмисарян Т. Г., Горлов Е. Г., Беренгартен М. Г., Горлова С. Е. Термическая переработка нефтяных остатков в дистиллятные фракции в присутствии активирующих добавок // Наука и технология углеводородов,- 2000.-№ 1.-С.13-17.

20. Александров И. А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. – М.: Химия, 1981.-352 с.

21. Богатых К. Ф. Углубление первичной переработки нефти на основе новых перекрёстноточных насадочных ректификационных колонн. Афтореферат дис. докт. тех. наук. Уфа, У НИ. 1989. – 48 с.

22. Хворостенко Н. Н., Блохинов В. Ф., Морозов В. А., Захаров В. А., Рыбин Н. Н., Евтушенко В. М.: Овчинникова Т. Ф. Модернизация установок АВТ на Ново – Ярославском НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. – 1996. -№9. С.25-28.

23.Старкова Н. Н., Шуверов В. М., Рябов В. Г., Юнусов Ш. Н. Характеристика сырья для получения высокоиндексных базовых масел // Химия и технология топлив и масел. 2001. – №3. – С.36-37.

24. Рудяк К. Б., Мусиенко Г. Г., Ратовский Ю. Ю., Кочанов Н. Н. Реконструкция вакуумных блоков установок АВТ // Химия и технология топлив и масел. 2000. – №5.-С.40-43.

25. Прохоренко Ф. Ф., Сапрыкина Л. И., Радаев М. И. Пуск установки ЭЛОУ – АВТ нового поколения на Куйбышевском НПЗ нефтяной компании ЮКОС ‘/ Нефтепереработка и нефтехимия. 1997. – №11. – С. 13-16.

26. Платонов В. М., Берго Б. Г. Разделение многокомпонентных смесей – М.: Химия, 1965.-368 с.

27. Мановян А. К., Лозин В. В., Сучков Б. А. Оптимизация схемы орошения атмосферной колонны перспективной АВТ // В кн.: Тезисы докладов Всесоюзного совещания по теории и практике ректификации нефтяных смесей,- Уфа: БашНИИНП. 1975. – С 259-262.

28. Лебедев Ю. Н., Сумина А. Н., Чекменев В. Г., Данилов Д. Ю. Экспериментальная база основа модернизации технологического оборудования // Химия и технология топлив и масел. – 2006. – № 5. – С.38-41.

29.Крегшер М. Л., Гафнер В. В., Амантурлин Г. Ж., Нестеров И. Д. Современная технология и конструкция колонны атмосферной перегонки Нефтепереработка и нефтехимия. 1998. – №9. – С. 10-17.

30. Загидуллин P. M. Повышение эффективности работы отбензиниваюшей колонны АВТ // Исследования, интенсификация и оптимизация химико – технологических систем переработки нефти / Труды НУНПЗ. ЦНИИТЭнефтехим. – 1992. – С. 120-124.

31. Гареев Р. Г. Исследования, интенсификация и оптимизация химико – технологических систем переработки нефти // Труды Ново-Уфимского НПЗ.- М: ЦНИИТЭнефтехим. 1992. – С.62-94.

Http://dodiplom. ru/ready/130611

Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава и говорить о константах нефти невозможно, потому что состав и свойства нефти могут существенно изменятся. Но тем не менее для характеристики нефти определение ряда физико-химических свойств имеет весьма важное значение в отношении ее состава и товарных качеств.

Плотность принадлежит к числу наиболее распространенных показателей при исследовании нефти. Особое значение этот показатель имеет при расчёте нефтей, занимающих данный объём или определения объема нефтей. Это важно как для расчетно-конструктивных исследований, так и для практической работы на местах производства, транспортировки и потребления нефтей. Величины плотности у нефти весьма различны, они колеблются в пределах 0,77-2,0, хотя в большинстве случаев они укладываются в более узкие пределы 0,83-0,96.

Вязкостью или Внутренним трением называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое нефть оказывает при перемещении одной ее части относительно другой под влиянием действия внешней силы. Различают Динамическую и кинематическую связь нефтей. Значение вязкости при характеристике нефтей чрезвычайно велико. Наибольшее значение вязкость имеет при расчете нефтепроводов, при расчетах, связанных с подачей топлива и т. д.

Нефть характеризуется не температурами кипения, Температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о Фракционном составе. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в составе нефти имеет большое значение для определения характеристик этой нефти.

Температура вспышки – это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такой количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

Температурой воспламенения называется та температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт загорается и горит не менее 5 секунд.

При понижении температуры часть компонентов нефти становятся более вязкими и малоподвижными, растворенные углеводороды могут выделятся в виде кристаллов. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах. Эту температуру называют Температурой застывания.

Немецкие учёные Г. Гефер и К. Энглер в 1888 поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов. Позднее, в 1919 академиком Н. Д.Зелинским был осуществлен опыт, исходным материалом которого был органогенный ил преимущественно растительного происхождения из озера Балхаш. При его перегонке были получены: сырая смола -63,2%,

Кокс-16% , газы (метан, окись углерода, водород, сероводород.)-20,8%. При последующей переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла. Итак, опытным путём было доказано, что нефть – производные при разложении органики либо животного, либо растительного происхождения, либо их смеси. Таковой была органическая гипотеза. Но также существовала и неорганическая гипотеза, выдвинутая Д. И. Менделеевым, и получившая название карбидной. Ученый считал, что во время горообразовательных процессов по трещинам, рассекающим земную кору, поверхностная вода просачивалась вглубь Земли к металлическим массам. Взаимодействие ее с карбидами железа приводило к образованию окислов металла и углеводорода. У. В. по тем же трещинам поднимались в верхние слои земной коры и насыщали пористые породы, образуя месторождения. Однажды, побывав в г. Баку, Менделеев от русского учёного Г. В. Абиха узнал, что часто месторождения нефти территориально приурочены к сбросам – особого типа трещинам земной коры. В этом Менделеев видел неоспоримые докозательства своих воззрений. Таким образом, к концу прошлого столетия четко обособились 2 полярных взгляда на проблему происхождения нефти: органическая и неорганическая.

Выход в свет в 1932 книги академика И. М. Губкина "Учение о нефти " положил конец колебаниям между указанными группами представлений, и в течение последующего этапа господствовала гипотеза образования нефти из рассеянного органического вещества, накапливавшегося в значительных количествах в осадках морских бассейнов.

Основным способом первичной обработки нефти является фракционная перегонка сырой нефти. Это приводит к ее разделению на фракции, кипящие в широком температурном интервале, а именно:

Газойль или дизельное топливо (температура кипения 200-400 градусов)

Смазочные масла (температура кипения выше 300 градусов)остаток (мазут)

В состав бензиновой фракции обычно входят петролейный эфир (температура кипения 20-60градусов) и так называемый экстракционный бензин (температура кипения 60-120 градусов). Фракция, кипящая при температурах от 40- 200 градусов, называется бензином и относится к наиболее ценным нефтепродуктам, поскольку служит топливом для двигателей внутреннего сгорания. В бензине преимущественно содержатся углеводороды С6-С9 . Керосин, содержащий углеводороды С9-С16 , применяется в небольших отопительных установках, а также служит топливом для турбинных двигателей; пиролизуется до низших углеводородов. Газойль, или дизельное топливо, имеет подобное применение, но главным образом, используется, как топливо для дизельных двигателей. Смазочные масла, содержащие углеводороды С20-С50 , очищаются и применяются в качестве смазочных материалов. Это такие масла, как: цилиндровое, подшипниковое, низкозастывающее, турбинное, компрессорное, автомобильное, авиационное, изоляционное. Применение этих масел связано с их названием. Остаток после перегонки мазут, используется, как топливо или подвергается вакуумной перегонке, в результате которой получают следующую высококипящую углеводородную фракцию. Остатком является асфальт, служащий для покрытия мостовых и как изоляционный, влагозащитный материал. Точно такое же применение находит природный асфальт, добываемый на о. Тринидад. Основными способами переработки высококипящих фракций нефтепродуктов, полученных при перегонке парафинистой и нафтеновой нефти, являются крекинг и ароматизация.

Крекинг заключается в том, что высшие алканы нагреваются до высоких температур без доступа кислорода. При этом происходит их расщепление на низшие алканы и алкены. При обычной перегонки нефти удаётся получить не больше 15-20% бензина. Крекинг позволяет повысить кол-во этого топлива в несколько раз. В технике используется 2 вида крекинга – термический и каталитический. Термический крекинг – нагревание нефтепродуктов под давлением при температуре до 400-600 градусов; этот процесс имеет радикальный механизм; так крекинг мазута и гудрона при 400-500 градусах дает примерно 15% бензина, керосина, солярового масла, крекинг солярового масла и газойля при 500-600 градусах дает до 50% бензина. При термическом крекинге образуется довольно много непредельных соединений, плохо выдерживающих хранение. Поэтому крекинг – бензины часто подвергают дополнительной химической обработке – процессам гидрирования. Помимо термического крекинга в промышленности широко используется каталитический крекинг, то есть нагревание нефтепродуктов до 300-500 в присутствии катализатора(AlCl3) и алюминия силикаты). Этот вид крекинга идет по ионному механизму. При каталическом крекинге получается гораздо меньшее кол-во непредельных углеводородов, а среди предельных преобладают углеводороды с разветвленным углеродным скелетом молекул. Такие соединения обычно обладают более низкими температурами кипения и являются более ценным топливом для двигателей внутреннего сгорания. Другим способом переработки нефтепродуктов, полученных при перегонке парафинистой и нафтеновой нефти, служат процесс ароматизацией. Большое значение как топливо и химическое сырье имеют попутные газы и газы крекинга нефти. Попутные газы состоят из пропана и бутанов и выделяются из нефти. Попутные газы и газы крекинга обычно подвергают перегонке, выделяя из них индивидуальные У. В.Пропан – бутановая фракция используется в виде сжиженного газа, как топливо и служит ценным хим. сырьем. Кроме того, пропан и бутан подвергают хлорированию, окислению и др. хим. превращениями, что дает разнообразные хим. реактивы и растворители.

Http://www. alhimikov. net/himerunda/nafta_01.html

Бурный научно-технический высокие и прогресс темпы развития различных отраслей мирового и науки хозяйства в XIX – XX вв. привели к резкому потребления увеличению различных полезных ископаемых, особое среди место которых заняла нефть.

Считают, современный что термин нефть произошел от слова что, нафата на языке народов Малой Азии просачиваться означает.

Нефть начали добывать на берегу тыс за 6 – 4 Евфрата. лет до нашей эры. Использовалась качестве и в она лекарства. Древние египтяне использовали окисленную (асфальт нефть) для бальзамирования. Нефтяные использовались битумы для приготовления строительных растворов. входила Нефть в состав греческого огня. В средние нефть века использовалась для освещения в ряде Ближнем на городов Востоке, Южной Италии. В начале века XIX в России, а в середине XIX века в нефти из Америке путем возгонки был получен использовался. Он керосин в лампах. До середины XIX века добывалась нефть в небольших количествах из глубоких колодцев естественных вблизи выходов ее на поверхность. Изобретение парового, а дизельного затем и бензинового двигателя привело к бурному нефтедобывающей развитию промышленности.

Современный уровень цивилизации и был технологии бы немыслим без той дешевой и энергии обильной, которую предоставляет нам нефть. она Сегодня имеет несколько значений для хозяйства народного страны:

· сырье для нефтехимии в синтетического производстве каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, гаммы широкой различных пластмасс и готовых изделий из искусственных, них тканей;

· источник для выработки топлив моторных (бензина, керосина, дизельного и реактивных масел), топлив и смазок, а также котельно-печного мазут (топлива), строительных материалов (битумы, гудрон, сырье);

· асфальт для получения ряда белковых используемых, препаратов в качестве добавок в корм скоту стимуляции для его роста.

Нефть – наше богатство национальное, источник могущества России, фундамент ее Основные.

Занимает Россия промежуточное положение между полюсами потребителя сверх – США и сверх добытчика – Саудовской настоящее. В Аравии время нефтяная промышленность Российской занимает Федерации 2 место в мире. По уровню добычи мы только уступаем Саудовской Аравии. В 2002 году углеводородов добыто: нефти – 379, 6 млн. тонн, газа природного – 594 млрд. м 3 .

На территории Российской находятся Федерации три крупные нефтегазоносные провинции: Сибирская-Западно, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

Западно-Сибирская – это провинция основная РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. пределах он в Расположен Западно-Сибирской равнины на территории Омской, Тюменской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Новосибирской, Челябинской областей, Красноярского и Алтайского краев, около площадью 3, 5 млн. км 2 Нефтегазоносность бассейна связана с юрского отложениями и мелового возраста. Большая часть залежей нефтяных находиться на глубине 2000-3000 Нефть. метров Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна низким характеризуется содержанием серы (до 1, 1%), и парафина (менее 0, 5%), бензиновых содержание фракций высокое (40-60%), повышенное летучих количество веществ.

Сейчас на территории Западной добывается Сибири 70% российской нефти. Основной ее извлекается объем насосным способом, на долю фонтанной приходится добычи не более 10%. Из этого следует, основные что месторождения находятся на поздней стадии что, разработки заставляет задуматься над важной топливной проблемой промышленности – старением месторождений. Этот подтверждается вывод и данными по стране в целом.

В Западной находятся Сибири несколько десятков крупных месторождений. них Среди такие известные, как Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Суторминское, Муравленковское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и Большая. другие часть из них расположена в Тюменской своеобразном – области ядре района. В республиканском разделении она труда выделяется как главная база снабжению по России ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным Тюменской. В газом области добывается более 220 тонн. млн нефти, что составляет более всей 90% добычи Западной Сибири и более всего от 55% объема добычи по России. Анализируя информацию данную, нельзя не сделать следующий вывод: промышленности нефтедобывающей Российской Федерации свойственна чрезвычайно концентрация высокая в ведущем районе.

Для нефтяной Тюменской промышленности области характерно снижение объемов Достигнув. добычи максимума в 1988 году 415, 1 1990. т, к млн году нефтедобыча снизилась до 358, 4 есть. т, то млн на 13.7%, причем тенденция падения добычи сейчас и сохраняется.

Основные нефтяные компании работающие на Западной территории Сибири, это – ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сибнефть, Сургутнефтегаз, СИДАНКО, ТНК.

Провинция по значению нефтяная провинция – Волго-Она. Уральская расположена в восточной части Европейской Российской территории Федерации, в пределах республик Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Волгоградской, Саратовской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные находятся залежи на глубине от 1600 до 3000 м, т. е. ближе к сравнению по поверхности с Западной Сибирью, что несколько затраты снижает на бурение. Волго-Уральский район 24% дает нефтедобычи страны.

Подавляющую часть попутного и нефти газа (более 4/5) области дают Башкирия, Татария, Куйбышевская область. Добыча нефти месторождениях на ведется Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Краснохолмское, Арланское, Оренбургское и другие. Значительная часть добываемая, нефти на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной поступает, области по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, главным расположенные образом в Башкирии и Куйбышевской области, а других в также областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Основные).

Оренбургской нефтяные компании работающие на территории Уральской-Волго провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ТНК, ЮКОС.

Третья по нефтяная значимости провинция – Тимано-Печерская. Она пределах в расположена Коми, Ненецкого автономного округа области Архангельской и частично на прилегающих территориях, граничит с частью северной Волго-Уральского нефтегазоносного района. остальными с Вместе Тимано-Печерская нефтяная область лишь дает 6% нефти в Российской Федерации (Западная Урало и Сибирь-Поволжье – 94%). Добыча нефти месторождениях на ведется Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-Ярегское, грубешорское, Нижне-Омринское, Возейское и другие. Печорский-Тимано район, как Волгоградская и Саратовская считается, области достаточно перспективным. Добыча нефти в Сибири Западной сокращается, а в Ненецком автономном округе разведаны уже запасы углеводородного сырья, соизмеримые с оценке. По западносибирскими американских специалистов, недра арктической хранят тундры 2, 5 млрд. тонн нефти.

Почти месторождение каждое, а тем более каждый из нефтегазоносных отличаются районов своими особенностями по составу нефти и вести поэтому переработку, используя какую-либо технологию стандартную нецелесообразно. Нужно учитывать уникальный нефти состав для достижения максимальной эффективности этой, по переработки причине приходиться сооружать заводы конкретные под нефтегазоносные области. Существует тесная между взаимосвязь нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако Советского развал Союза обусловил появление новой разрыв – проблемы внешних хозяйственных связей нефтяной Россия. промышленности оказалась в крайне невыгодном положении, т. к. экспортировать вынуждена сырую нефть ввиду дисбаланса нефтеперерабатывающей и нефтяной промышленности (объем переработки в 2002 составил году – 184 млн. тонн), в то время цены как на сырую нефть гораздо ниже, нефтепродукты на чем. Кроме того, низкая приспособляемость заводов российских, при переходе на нефть, которая транспортировалась ранее на заводы соседних республик, вызывает переработку некачественную и большие потери продукта.

Следует учитывать, что в Российской после Федерации семидесятых годов не было открыто ни крупного одного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые своим по запасы кондициям резко ухудшаются. Так, геологическим, по например условиям средний дебит одной скважины новой в Тюменской области упал с 138 т в 12т г. до 10-1975 в 1994 г., т. е. более чем в 10 раз. возросли Значительно затраты финансовых и материально-технических создание на ресурсов 1 т новой мощности.

Нефтяной комплекс включает России 148 тыс. нефтяных скважин, 48, 3 магистральных. км тыс нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) мощностью общей около 300 млн. т/год также, а нефти большое количество других производственных предприятиях. На объектов нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей около занято 900 тыс. работников, в том сфере в числе науки и научного обслуживания – около 20 человек. тыс.

Высокопродуктивные запасы крупных месторождений более выработаны, чем на половину, и по крупным залежам интенсивное происходит снижение объемов добычи нефти. Арланско, Напримере месторождение (Башкирия) выработано на 77, 5%, а Мортымья-Западнаяе (Тетеревско Сибирь) – на 95%. Практически весь нефтяных фонд скважин переведен с фонтанного на механизированный добычи способ. Начался массовый ввод в разработку низкопродуктивных, мелких месторождений. Указанные факторы вызвали рост резкий потребностей отрасли в материальных и финансовых для ресурсах своего освоения, выделение которых в экономического условиях и политического кризиса России в 90-х годах сокращено было.

Залегает Нефть в земле, заполняя пустоты между различных частицами горных пород. Для добывания её скважины бурят. Если нефть богата газами, под она их давлением сама поднимается на поверхность, давление же если газов для этого недостаточно, в пласту нефтяном создают искусственное давление путём туда нагнетания газа, воздуха или воды.

В настоящее время география промышленности нефтеперерабатывающей не всегда совпадает с районами ее переработки. задачи Поэтому транспортировки нефти привели к созданию сети большой нефтепроводов. Нефтеперерабатывающие заводы располагаются во районах всех страны, т. к. выгоднее транспортировать сырую чем, нефть продукты ее переработки, которые необходимы во отраслях всех народного хозяйства. В прошлом она из добычи мест в места потребления перевозилась по железным цистернах в дорогам. В настоящее время большая часть перекачивается нефти по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает состав. В расти нефтепроводов входят трубопроводы, насосные нефтехранилища и станции. Пропускная способность нефтепровода диаметром составляет мм 1200 80-90 млн. тонн в год при движения скорости потока нефти 10-12 км/ч. По эффективности с нефтепроводами соперничать могут только морские перевозки танкерами. того Кроме, они менее опасны в пожарном резко и отношении снижают потери при транспортировке (размеру). По доставке грузооборота нефтепроводный транспорт в 2, 5 раза железнодорожный превзошел в части перевозок нефти и нефтепродуктов. нефти Транспортировка по нефтепроводам стоит в настоящее время чем, дороже перевозка по воде, но значительно дешевле, перевозка чем по железной дороге.

Стоимость строительства нефтепровода магистрального обычно окупается за 2-3 года. Характерной развития особенностью нефтепроводного транспорта России является удельного увеличение веса трубопроводов большого диаметра, объясняется что их высокой рентабельностью.

Сейчас по грузообороту транспорта трубопроводного Россия стоит на первом месте. нефтепроводов Протяженность составляет 66000 км. Строительство магистральных продолжается нефтепроводов и в настоящее время. Так, например, в году 2001 введена в эксплуатацию первая очередь КТК нефтепровода на 28 млн. т/год (максимальная мощность – 65 тонн. млн), диаметром 1490 мм и протяженностью 1500 км, нефтяные связывающая месторождения юга России и западного терминалом с Казахстана на Черноморском побережье в г. Новороссийске.

Вопросы об исходном которого, из веществе образовалась нефть, о процессах нефтеобразования и нефти формирования в концентрированную залежь, а отдельных залежей в сего до месторождения времени ещё не являются окончательно Существует. решёнными множество мнений как об исходных нефти для веществах, так и о причинах и процессах, образование её обусловливающих. В последние годы благодаря трудам образом главным советских геологов, химиков, биологов, исследователей и физиков других специальностей удалось выяснить закономерности основные в процессах нефтеобразования. В настоящее время что, установлено нефть органического происхождения, т. е. она, уголь и как, возникла в результате преобразования органических Наиболее.

Веществ благоприятные условия для формирования морские – нефти, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В водах теплых, на дне доисторического моря, веками сапропель накапливалась – глинистая почва, перемешанная с органическими умерших останками рыб, водорослей, моллюсков и прочей ней. В живности шла биохимическая стадия образования Микроорганизмы. нефти при ограниченном доступе кислорода белки перерабатывали, углеводы и т. д. При этом образовывался углекислый, метан газ, вода и немного углеводородов. стадия Данная происходила в нескольких метрах от дна Затем. моря осадок уплотнился: произошел диагенез. природных Вследствие процессов дно моря опускалось, а накрывали сапропель материалы, которые из-за природных разрушений потоками или воды сносились с гор. Органика застойные в попадала, бескислородные условия. Когда сапропель глубины до опустилась в 1, 5 км, подземная температура достигла 100°C и достаточной стала для нефтеобразования. Начинаются химические между реакции веществами под действием температуры и Сложные. давления вещества разлагаются на более простые. процессы Биохимические затухают. Потом породу должна соль накрыть (в Прикаспийской впадине ее толщина достигает 4 км) глина или. С увеличением глубины растет содержание нефти рассеянной. Так, на глубине до 1, 5 км идет газообразование, на идет 1, 5-8, 5 км интервале образование жидких углеводородов – микронефти – температуре при от 60 до 160°С. А на больших глубинах при 150 температуре-200°С образуется метан. По мере сапропели уплотнения микронефть выжимается в вышележащие песчаники. процесс Это первичной миграции. Затем под различных влиянием сил микронефть перемещается вверх по Это. наклону вторичная миграция, которая является формирования периодом самого месторождения.

Один из первых, кто высказал обоснованную научно концепцию о происхождении нефти, был М. В. середине. В Ломоносов XVIII века в своём тракте «О земных слоях» великий русский учёный писал, нефть что произошла из каменного угля. Исходное было вещество одно: органический материал, преобразованный уголь в сначала, а потом в нефть. М. В. Ломоносов первый связь на указал между горючими полезными ископаемыми – нефтью и углём и выдвинул первую в мире гипотезу о нефти происхождении из растительных остатков.

В XIX в. среди были ученых распространены идеи, близкие к представлениям М. В. Споры. Ломоносова велись главным образом вокруг материала исходного: животные или растения? Немецкие Гефер Г. ученые и К. Энглер в 1888 г. поставили опыты, возможность доказавшие получения нефти из животных организмов. произведена Была перегонка сельдевого жира при 400 температуре °С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира получено было масло, горючие газы, вода, разные и жиры кислоты. Больше всего было масла отогнано (299 кг, или 61 %) плотностью 0, 8105 г/см 3 , коричневого на 9/10 из УВ состоящего цвета. Последующей разгонкой из масла предельные получили УВ (от пентана до нонана), парафин, смазочные состав, в масла которых входили олефины и ароматические УВ. 1919, в Позднее г. академиком Н. Д. Зелинским был осуществлен опыт похожий, но исходным материалом служил органогенный ил растительного преимущественно происхождения (сапропель) из озера Балхаш. его При перегонке были получены: сырая кокс – 63, 2 %; смола – 16, 0%; газы (метан, оксид углерода, сероводород, водород) – 20, 8 %. При последующей переработке смолы из извлекли нее бензин, керосин и тяжелые масла.

В XIX конце в., когда в астрономии и физике получило применение развитие спектральных методов исследования и в спектрах космических различных тел были обнаружены не только водород и углерод, но и углеводороды, русский геолог Н. А. Соколов космическую выдвинул гипотезу образования нефти. Он предполагал, когда что земля была в огненно-жидком углеводороды, то состоянии из газовой оболочки проникли в массу шара земного, а впоследствии при остывании выделились на поверхности его. Эта гипотеза не объясняет ни географического, ни распределения геологического нефтяных месторождений.

Академик В. И. Вернадский внимание обратил на наличие в нефти азотистых соединений, органическом в встречающихся мире.

Предшественники академика И. М. Губкина, геологи русские Андрусов и Михайловский также считали, Кавказе на что нефть образовалась из органического материала. По Губкина И. М. мнению, родина нефти находится в области мелководных древних морей, лагун и заливов. Он считал, уголь что и нефть – члены одного и того же ряда генетического горючих ископаемых.

Уголь образуется в пресноводных и болотах водоёмах, как правило, из высших Нефть. растений получается главным образом из низших животных и растений, но в других условиях. Нефть постепенно толще в образовывалась различных по возрасту осадочных пород, наиболее от начиная древних осадочных пород – кембрийских, 600 возникших млн. лет назад, до сравнительно третичных – молодых слоёв, сложившихся 50 млн. лет Накопление. назад органического материала для будущего нефти образования происходило в прибрежной полосе, в зоне между борьбы сушей и морем.

По вопросу об исходном существовали материале разные мнения. Некоторые учёные что, полагали нефть возникла из жиров погибших рыбы (животных, планктона), другие считали, что роль главную играли белки, третьи придавали значение большое углеводам. Теперь доказано, что может нефть образоваться из жиров, белков и углеводов, т. е. из суммы всей органических веществ.

И. М. Губкин дал анализ критический проблемы происхождения нефти и разделил теории органические на три группы: теория, где роль преобладающая в образовании нефти отводится погибшим теория; животным, где преобладающая роль отводится растениям погибшим, и, наконец, теория смешанного животно-происхождения растительного нефти.

Последняя теория, детально Губкиным И. М. разработанная, носит название сапропелитовой от слова глинистый – сапропель ил – и является господствующей. В природе широко различные распространены виды сапропелитов.

Различие в исходном веществе органическом является одной из причин существующего нефтей разнообразия. Другими причинами являются различие условий температурных вмещающих пород, присутствие катализаторов и др., а последующие также преобразования пород, в которых заключена СССР.

В нефть были проведены исследования, в результате удалось которых установить роль микроорганизмов в образовании Гинзбург. Т. Л. нефти-Карагичева, открывшая присутствие в нефти микроорганизмов разнообразнейших, привела в своих исследованиях много интересных, новых сведений. Она установила, что в ранее, нефтях считавшихся ядом для бактерий, на глубинах больших идёт кипучая жизнь, не прекращавшаяся лет миллионы подряд.

Целый ряд бактерий нефти в живёт и питается ею, меняя, таким образом, состав химический нефти. Академик И. М. Губкин в своей нефтеобразования теории придавал этому открытию большое Гинзбург. значение-Карагичевой установлено, что бактерии пластов нефтяных превращают различные органические продукты в Под.

Битуминозные действием ряда бактерий происходит органических разложение веществ и выделяется водород, необходимый превращения для органического материала в нефть.

Нефть – горная это порода. Она относится к группе пород осадочных вместе с песками, глинами, известняками, солью каменной и др. Мы привыкли считать, что порода – твердое это вещество, из которого состоит земная более и кора глубокие недра Земли. Оказывается, жидкие и есть породы, и даже газообразные. Одно из свойств важных нефти – способность гореть.

В зависимости от нефть месторождения имеет различный качественный и количественный Нефти. состав состоят главным образом из углерода – 79, 5-87, 5% и массы – 11, 0-14, 5% от водорода нефти. Кроме них в нефтях еще присутствуют три элемента – сера, кислород и общее. Их азот количество обычно составляет 0, 5-8%. В незначительных нефтях в концентрациях встречаются элементы: ванадий, никель, алюминий, железо, медь, магний, барий, стронций, хром, марганец, кобальт, молибден, бор, мышьяк, общее. Их калий содержание не превышает 0, 02-0, 03% от массы Указанные. нефти элементы образуют органические и неорганические которых, из соединения состоят нефти. Кислород и азот нефтях в находятся только в связанном состоянии. Сера встречаться может в свободном состоянии или входить в сероводорода состав.

В состав нефти входит около углеводородных 425 соединений. Главную часть нефтей три составляют группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. По составу углеводородному все нефти подразделяются на: 1) метаново-нафтеново, 2) нафтеновые-метановые, 3) ароматическо-нафтеновые, 4) нафтеново-ароматическо, 5) ароматические-метановые, 6) метаново-ароматические и 7) метаново-нафтеновые-ароматическо. Первым в этой классификации ставится углеводорода название, содержание которого в составе нефти Метановые.

Меньше УВ (алкановые или алканы) химически устойчивы наиболее, они относятся к предельным УВ и имеют Если CnH2n+2. формулу количество атомов углерода в молекуле представляет от 1 до 4 (СН4-С4Н10), то УВ колеблется собой газ, от 5 до 16 (C5H16-C16H34) то это жидкие УВ, а оно если выше 16 (С17Н36 и т. д.) – твердые (например, парафин).

Циклановые (Нафтеновые или алициклические) УВ (CnH2n) имеют кольчатое поэтому, строение их иногда называют карбоциклическими соединениями. связи Все углерода с водородом здесь также поэтому, насыщены нафтеновые нефти обладают устойчивыми Ароматические.

Свойствами УВ, или арены (СnНn), наиболее бедны Молекула. водородом имеет вид кольца с ненасыщенными углерода связями. Они так и называются – ненасыщенными, непредельными или УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении.

Углеводородами с Наряду в нефтях присутствуют химические соединения классов других. Обычно все эти классы одну в объединяют группу гетеросоединений (греч. гетерос – нефтях). В другой также обнаружено более 380 гетеросоединений сложных, в которых к углеводородным ядрам присоединены элементы такие, как сера, азот и кислород. указанных из Большинство соединений относится к классу сернистых меркаптанов – соединений. Это очень слабые кислоты с запахом неприятным. С металлами они образуют солеобразные меркаптиды – соединения. В нефтях меркаптаны представляют собой которых, в соединения к углеводородным радикалам присоединена группа SH.

Метилмеркаптан разъедают трубы и другое металлическое буровых оборудование установок и промысловых объектов.

В нефтях выделяют же так неуглеводородные соединения: асфальто-смолистую порфирины, части, серу и зольную часть.

Асфальто-часть смолистая нефтей – это темноокрашенное вещество. частично Оно растворяется в бензине. Растворившаяся часть асфальтеном называется, нерастворившаяся – смолой. В составе смол кислород содержится до 93 % от общего его количества в нефтях.

Особые – Порфирины азотистые соединения органического происхождения. что, Считают они образованы из хлорофилла растений и животных гемоглобина. При температуре 200-250 о С разрушаются порфирины.

Сера широко распространена в нефтях и в газе углеводородном и содержится либо в свободном состоянии, виде в либо соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее бывает от 0, 1% до 5%, но колеблется и значительно больше. Так, например, в Астраханского газе месторождения содержание Н2S достигает 24 %.

Зольная остаток – часть, получающийся при сжигании нефти. различные Это минеральные соединения, чаще всего никель, железо, ванадий, иногда соли натрия.

Нефтях в Кислород встречается в связанном состоянии также в нафтеновых составе кислот (около 6%) – CnH2n-1(COOH), фенолов (не также 1%) – C6H5OH, а более жирных кислот и их производных – C6H5O6(P). Содержание нефтях в азота не превышает 1%. Основная его масса смолах в содержится. Содержание смол в нефтях может 60% достигать от массы нефти, асфальтенов – 16%.

Представляют Асфальтены собой черное твердое вещество. По они составу сходны со смолами, но характеризуются иными элементов соотношениями. Они отличаются большим содержанием ванадия, железа, никеля и др. Если смолы растворяются в углеводородах жидких всех групп, то асфальтены нерастворимы в углеводородах метановых, частично растворимы в нафтеновых и лучше ароматических в растворяются. В белых нефтях смолы содержатся в количествах малых, а асфальтены вообще отсутствуют.

Свойства – это вязкая маслянистая жидкость, коричневого-темно или почти черного цвета с запахом характерным, обладающая слабой флюоресценцией, более плотность (легкая 0, 73-0, 97г/см 3 ), чем вода, почти ней в нерастворимая. Нефть сильно варьирует по плотности (от тяжелой 0, 65-0, 70 г/см3, до легкой 0, 98-1, 05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей всех среди видов топлив теплотой сгорания. нефти Теплоемкость 1, 7-2, 1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 бензина/кг, МДж – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от входящих строения в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до Различные°С.

550 компоненты нефти переходят в газообразное при состояние различной температуре. Легкие нефти при кипят 50–100°С, тяжелые – при температуре 100 более°С.

Различие температур кипения углеводородов для используется разделения нефти на температурные фракции. нагревании При нефти до 180-200°С выкипают бензиновой углеводороды фракции, при 200-250°С – при, лигроиновой 250-315°С – керосиново-газойлевой и 315 при-350°С – масляной. Остаток представлен состав. В гудроном бензиновой и лигроиновой фракций входят содержащие, углеводороды 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция углеводородов из состоит с C11-C13, газойлевая – C14-C17.

Важным является свойство растворять нефтей углеводородные газы. В 1 м 3 нефти может 400 до раствориться м 3 горючих газов. Большое значение выяснение имеет условий растворения нефти и природных воде в газов. Нефтяные углеводороды растворяются в воде незначительно крайне. Нефти различаются по плотности. Плотность измеренной, нефти при 20°С, отнесенной к плотности воды, при измеренной 4°С, называется относительной. Нефти с относительной называются 0, 85 плотностью легкими, с относительной плотностью от 0, 85 до 0, 90 – средними, а с плотностью относительной свыше 0, 90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях основном в содержатся циклические углеводороды. Цвет нефти плотности от ее зависит: светлые нефти обладают меньшей чем, плотностью темные. А чем больше в нефти асфальтенов и смол, тем выше ее плотность. При нефти добыче важно знать ее вязкость. Различают кинематическую и динамическую вязкость. Динамической вязкостью называется сопротивление внутреннее отдельных частиц жидкости движению потока общего. У легких нефтей вязкость меньше, тяжелых у чем. При добыче и дальнейшей транспортировке нефти тяжелые подогревают. Кинематической вязкостью называется динамической отношение вязкости к плотности среды. Большое имеет значение знание поверхностного натяжения нефти. соприкосновении При нефти и воды между ними поверхность возникает типа упругой мембраны. Капиллярные используются явления при добыче нефти. Силы воды взаимодействия с горной породой больше, чем у Поэтому. нефти вода способна вытеснить нефть из трещин мелких в более крупные. Для увеличения пластов нефтеотдачи используются специальные поверхностно-активные ПАВ (вещества). Нефти имеют неодинаковые оптические Под. свойства действием ультрафиолетовых лучей нефть светиться способна. При этом легкие нефти голубым светятся светом, тяжелые – бурым и желто-Это. бурым используется при поиске нефти. является Нефть диэлектриком и имеет высокое удельное этом. На сопротивление основаны электрометрические методы установления в вскрытом, разрезе буровой скважиной, нефтеносных пластов.

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

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

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

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

Отстаивание – применяется к свежим, легко эмульсиям разрушимым. Расслаивание воды и нефти происходит разности вследствие плотностей компонентов эмульсии. Процесс нагреванием ускоряется до 120-160°С под давлением 8-15 течение в атмосфер 2-3 ч, не допуская испарения воды.

Центрифугирование – механических отделение примесей нефти под воздействием сил центробежных. В промышленности применяется редко, обычно центрифуг сериями с числом оборотов от 350 до 5000 в при., мин производительности 15-45 м 3 /ч каждая.

Разрушение достигается эмульсий путем применения поверхностно-активных деэмульгаторов – веществ. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением эмульгатора действующего веществом с большей поверхностной активностью, б) эмульсий образованием противоположного типа (инверсия ваз) и в) разрушением (растворением) адсорбционной пленки в результате ее химической вводимым с реакции в систему деэмульгатором. Химический метод чаще применяется механического, обычно в сочетании с электрическим.

Электрический попадании нефтяной эмульсии в переменное поле электрическое частицы воды, сильнее реагирующие на чем поле нефть, начинают колебаться, сталкиваясь другом с друг, что приводит к их объединению, укрупнению и быстрому более расслоению с нефтью. Установки, называемые ЭЛОУ (электродегидраторами – электроочистительные установки), с рабочим напряжением до при 33000В давлении 8-10 атмосфер, применяют группами по 6-8 шт. с 250 производительностью-500 т нефти в сутки каждая. В химическим с сочетании методом этот метод имеет распространение наибольшее в промышленной нефтепереработке.

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

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

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

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

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

Нефтехимический вариант переработки сравнению по нефти с предыдущими вариантами отличается большим нефтехимической ассортиментом продукции и в связи с этим наибольшим технологических числом установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие строительство, заводы которых проводилось в последние два направлены, десятилетия на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант нефти переработки представляет собой сложное сочетание которых, на предприятий помимо выработки высококачественных моторных масел и топлив не только проводится подготовка сырья (ароматических, олефинов, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для органического тяжелого синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-процессы химические, связанные с многотоннажным производством азотных синтетического, удобрений каучука, пластмасс, синтетических волокон, веществ моющих, жирных кислот, фенола, ацетона, эфиров, спиртов и многих других химикалий.

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

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

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

Братья Дубинины впервые создали для устройство перегонки нефти. Завод Дубининых очень был прост. Котёл в печке, из котла труба идёт через бочку с водой в пустую Бочка. бочку с водой – холодильник, пустая бочка – для приёмник керосина.

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

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

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

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

Так как это – нефть смесь углеводородов различного молекулярного имеющих, веса разные температуры кипения, то перегонкой её отдельные на разделяют нефтепродукты. При перегонке нефти светлые получают нефтепродукты: бензин (tкип 90-200°С), кип (tлигроин 150-230°С), керосин (tкип 300-180°С), легкий газойль – соляровое масло (t230 кип-350°С), тяжелый газойль (tкип 430-350°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – кип (tмазут выше 430°С). Мазут подвергают переработке дальнейшей. Его перегоняют под уменьшенным чтобы (давлением предупредить разложение) и выделяют смазочные При.

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

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

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

В зависимости от внутреннего обеспечивающего, устройства контакт между восходящими парами и жидкостью нисходящей (флегмой), ректификационные колонны делятся на тарельчатые, насадочные, роторные и др. В зависимости от давления они ректификационные на делятся колонны высокого давления, атмосферные и Первые. вакуумные применяют в процессах стабилизации нефти и Атмосферные. бензина и вакуумные ректификационные колоны в основном при применяют перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и Принципиальная.

Дистилляторов схема для промышленной перегонки приведена нефти на рисунке. Исходная нефть прокачивается через насосом теплообменники 4, где нагревается под тепла действием отходящих нефтяных фракций и поступает в подогреватель огневой (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нагревается нефть до заданной температуры и входит в испарительную питательную (часть секцию) ректификационной колонны 2. В процессе часть нагрева нефти переходит в паровую фазу, при которая прохождении трубчатой печи все находится время в состоянии равновесия с жидкостью. Как нефть только в виде парожидкостной смеси выходит из входит и печи в колонну (где в результате снижения дополнительно давления испаряется часть сырья), паровая отделяется фаза от жидкой и поднимается вверх по колонне, а перетекает жидкая вниз. Паровая фаза подвергается верхней в ректификации части колонны. В ректификационной колонне ректификационные размещены тарелки, на которых осуществляется контакт колонне по поднимающихся паров со стекающей жидкостью (флегмой). создается Флегма в результате того, что часть продукта верхнего, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается на тарелку верхнюю и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся низкокипящими пары компонентами.

Для ректификации жидкой сырья части в нижней части ректификационной части под колонны нижнюю тарелку необходимо вводить или тепло какой-либо испаряющий агент 5. В легкая результате часть нижнего продукта переходит в фазу паровую и тем самым создается паровое Это. орошение орошение, поднимаясь с самой нижней вступая и тарелки в контакт со стекающей жидкой фазой, последнюю обогащает высококипящими компонентами.

В итоге сверху непрерывно колонны отбирается низкокипящая фракция, снизу – остаток высококипящий.

Испаряющий агент вводится в ректификационную целью с колону повышения концентрации высококипящих компонентов в перегонки от остатке нефти. В качестве испаряющего агента пары используются бензина, лигроина, керосина, инертный чаще, газ всего – водяной пар.

В присутствии пара водяного в ректификационной колонне снижается парциальное углеводородов давление, а следовательно их температура кипения. В результате низкокипящие наиболее углеводороды, находящиеся в жидкой фазе однократного после испарения, переходят в парообразное состояние и водяным с вместе паром поднимаются вверх по колонне. пар Водяной проходит всю ректификационную колонну и верхним с уходит продуктом, понижая температуру в ней на 10-20°С. На применяют практике перегретый водяной пар и вводят колонну в его с температурой, равной температуре подаваемого или сырья несколько выше (обычно не насыщенный при пар температуре 350-450°С под атмосферы 2-3 давлением).

· следующем перемешивается кипящая жидкость, что испарению способствует низкокипящих углеводородов;

· создается большая испарения поверхность тем, что испарение углеводородов внутрь происходит множества пузырьков водяного пара.

Водяного Расход пара зависит от количества отпариваемых природы, их компонентов и условий внизу колонны. Для ректификации хорошей жидкой фазы внизу колонны чтобы, необходимо примерно 25% ее переходило в парообразное случае.

В состояние применения в качестве испаряющего агента газа инертного происходит большая экономии тепла, производство на затрачиваемого перегретого пара, и снижение расхода идущей, воды на его конденсацию. Весьма рационально инертный применять газ при перегонке сернистого сернистые, т. к. сырья соединения в присутствии влаги вызывают коррозию интенсивную аппаратов. Однако инертный газ не широкого получил применения при перегонке нефти из-за подогревателей громоздкости газа и конденсаторов парогазовой смеси (коэффициента низкого теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого газового от нефтепродукта потока.

Удобно в качестве испаряющего использовать агента легкие нефтяные фракции – лигроино-газойлевую-керосино фракцию, т. к. это исключает применение водяного открытого пара при перегонке сернистого вакуума, сырья и вакуумсоздающей аппаратуры и, в то же время, избавляет от сложностей указанных работы с инертным газом.

Чем температура ниже кипения испаряющего агента и больше относительное его количество, тем ниже температура Однако. перегонки чем легче испаряющий агент, больше тем его теряется в процессе перегонки. качестве в Поэтому испаряющего агента рекомендуется применять керосино-лигроино-газойлевую фракцию.

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

Рассмотренные методы нефти перегонки дают достаточно четкие разделения однако, компонентов оказываются непригодными, когда из нефтяных требуется фракций выделить индивидуальные углеводороды высокой 99% (96-чистоты), которые служат сырьем для промышленности нефтехимической (бензол, толуол, ксилол и др.)

В тарельчатых колоннах 1 для повышения соприкосновения площади потоков пара и флегмы применяют число большое (30-40) тарелок специальной конструкции. Флегма тарелки с стекает на тарелку по спускным трубам 3, причем поддерживают 4 перегородки постоянный уровень слоя жидкости на Этот. тарелке уровень позволяет постоянно держать колпаков края 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают стока для на следующую тарелку лишь избыток флегмы поступающей. Принципом действия тарельчатой колонны взаимное является обогащения паров и флегмы за счет под прохождения давлением паров снизу вверх слой сквозь флегмы на каждой тарелке. За счет что, того пар проходит флегму в виде пузырьков мельчайших площадь соприкосновения пара и жидкости высока очень.

Конструкции тарелок разнообразны. Применяют решетчатые, сетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные Конструкцию. тарелки тарелок выбирают исходя из конкретных требований технологических (степень четкости разделения фракций, интенсивности к требование работы, необходимость изменения внутренней колонны конструкции, частота профилактических и ремонтных работ и др.)

При первичной перегонке нефть только подвергается физическим изменениям. От неё отгоняются фракции лёгкие, т. е. отбираются части её, кипящие при температурах низких и состоящие из разных по величине углеводородов. углеводороды Сами остаются при этом неизменёнными. бензина Выход, в этом случае, составляет лишь 10-Такое. 15% количество бензина не может удовлетворить возрастающий всё спрос на него со стороны авиации и транспорта автомобильного.

При крекинге нефть подвергается изменениям химическим. Меняется строение углеводородов. В аппаратах заводов-крекинг происходят сложные химические реакции. бензина Выход из нефти значительно увеличивается (до 65-70 %) путем углеводородов расщепления с длинной цепью, содержащихся, например, в углеводороды, на мазуте с меньшей относительной молекулярной массой. процесс Такой называется крекингом (от англ. crack – Крекинг).

Расщеплять изобрёл русский инженер Шухов в 1913 г. В 1891 г. изобретение Шухова начали применять в Крекингом. Америке называется процесс расщепления углеводородов, нефти в содержащихся, в результате которого образуются углеводороды с числом меньшим атомов углерода в молекуле.

Процесс при ведётся более высоких температурах (до 600 о ), при часто повышенном давлении. При таких крупные температурах молекулы углеводородов раздробляются на более Аппаратура.

Мелкие крекинг-заводов в основном та же, что и перегонки для нефти. Это – печи, колонны. Но переработки режим другой. Сырье тоже другое – Мазут.

Мазут – остаток первичной перегонки – густ и его, тяжёл удельный вес близок к единице. потому Это, что он состоит из сложных и крупных углеводородов молекул. Когда на крекинг-заводе мазут подвергается снова переработке, часть составляющих его раздробляется углеводородов на более мелкие. А из мелких углеводородов раз как и составляются лёгкие нефтяные продукты – керосин, бензин, лигроин.

Расщепление углеводородов молекул протекает при более высокой 470 (температуре-550°С) и давлении 2-7МПа. Процесс медленно протекает, образуются углеводороды с неразветвленной цепью углерода атомов. Таким способом получают главным автомобильный образом бензин. Выход его из нефти 70% достигает.

В бензине, полученном в результате термического наряду, крекинга с предельными углеводородами, содержится много углеводородов непредельных. Поэтому этот бензин обладает детонационной большей стойкостью, чем бензин прямой бензине.

В перегонки термического крекинга содержится много углеводородов непредельных, которые легко окисляются и полимеризуются. этот Поэтому бензин менее устойчив при При. хранении его сгорании могут засориться части различные двигателя. Для устранения этого действия вредного к такому бензину добавляют окислители.

Нагреваемую в Если на сильном пламени трубку (заполненную стружками железными для улучшения теплопередачи) пускать из каплям по воронки керосин или смазочное масло, непредельных от очищенные углеводородов, то в U-образной трубке вскоре собираться будет жидкость, а в цилиндре над водой – Полученная. газ жидкость, в отличие от взятой для обесцвечивает, реакции бромную воду, т. е. содержит непредельные Собранный. соединения газ хорошо горит и также бромную обесцвечивает воду.

Результаты опыта объясняются что, тем при нагревании произошёл распад например, углеводородов:

Образовалась предельных смесь и непредельных углеводородов с меньшими молекулярными аналогичная, массами бензину.

Получившиеся жидкие вещества могут частично разлагаться далее, например:

Эти приводят реакции к образованию большого количества газообразных Выделившийся. веществ в процессе крекинга этилен широко для используется в качестве сырья для химической производства: промышленности полиэтилена и этилового спирта.

Расщепление углеводородов молекул протекает по радикальному механизму. Вначале свободные образуются радикалы:

Свободные радикалы химически активны очень и могут участвовать в различных реакциях. В крекинга процессе один из радикалов отщепляет атом другой (а), а водорода – присоединяет (б):

При 700 температурах-1000°С проводят пиролиз (термическое нефтепродуктов) разложение, в результате которого получают главным легкие образом алкены – этилен, пропилен и ароматические При. углеводороды пиролизе возможно протекание следующих Каталитический:

Расщепление молекул углеводородов присутствии в протекает катализаторов (обычно алюмосиликатов) и при 450 (температуре-500° С) и атмосферном давлении. Одним из является катализаторов специально обработанная глина. Эта мелком в глина раздробленном состоянии – в виде пыли – аппаратуру в вводится завода. Углеводороды, находящиеся в парообразном и состоянии газообразном, соединяются с пылинками глины и раздробляются на их Такой. поверхности крекинг называется крекингом с пылевидным Этот. катализатором вид крекинга теперь широко Катализатор. распространяется потом отделяется от углеводородов. Углеводороды своим идут путём на ректификацию и в холодильники, а катализатор – в резервуары свои, где его свойства восстанавливаются.

Внимание Главное уделяют бензину. Его стараются больше получить и обязательно лучшего качества. Каталитический появился крекинг именно в результате долголетней, упорной нефтяников борьбы за повышение качества бензина. По сравнению с крекингом термическим процесс протекает значительно быстрее, этом при происходит не только расщепление молекул изомеризация, но и их углеводородов, т. е. образуются предельные углеводороды с разветвленным скелетом углеродным молекул, что улучшает качество Этим.

Бензина способом получают авиационный бензин с 80% до выходом. Такому виду крекинга подвергается керосиновая преимущественно и газойлевая фракции нефти.

Бензин крекинга каталитического по сравнению с бензином термического крекинга еще обладает большей детонационной стойкостью, т. к. в нем углеводороды содержатся с разветвленной цепью углеродных атомов.

В каталитического бензине крекинга непредельных углеводородов содержится поэтому, и меньше процессы окисления и полимеризации в нем не Такой. протекают бензин более устойчив при Риформинг.

Риформинг – (от англ. reforming – переделывать, промышленный) улучшать процесс переработки бензиновых и лигроиновых нефти фракций с целью получения высококачественных бензинов и углеводородов ароматических. При этом молекулы углеводородов в расщепляются не основном, а преобразуются. Сырьем служит бензинолигроиновая нефти фракция.

До 30-х годов 20 века риформинг представлял разновидность собой термического крекинга и проводился при для°С 540 получения бензина с октановым числом 70-72.

С 40-х риформинг годов – каталитический процесс, научные основы разработаны которого Н. Д. Зелинским, а также В. И. Каржевым, Б. Л. Молдавским. этот Впервые процесс был осуществлен в 1940 г в Его.

США проводят в промышленной установке, имеющей печь нагревательную и не менее 3-4 реакторов при t 350-присутствии°С, в 520 различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, платину содержащих, рений, иридий, германий и др. во избежание катализатора дезактивации продуктом уплотнения коксом, риформинг под осуществляется высоким давлением водорода, который через циркулирует нагревательную печь и реакторы. В результате бензиновых риформинга фракций нефти получают 80-85 % бензин с числом октановым 90-95, 1-2% водорода и остальное количество газообразных трубчатой. Из углеводородов печи под давлением нефть реакционную в подается камеру, где и находится катализатор, она отсюда идет в ректификационную колонну, где продукты на разделяется.

Для улучшения свойств бензиновых нефти фракций они подвергаются каталитическому риформингу, проводится который в присутствии катализаторов из платины или рения и платины. При каталитическом риформинге бензинов образование происходит ароматических углеводородов (бензола, толуола, парафинов и др.) из ксилола и циклопарафинов, например:

Циклоалканы ароматические в превращаются соединения, подвергаются изомеризации, гидрированию. углеводороды Ароматические теряют при риформинге боковые например, цепи:

Ранее основным источником получения углеводородов ароматических была коксовая промышленность.

В настоящее время из нефти тысячи получают продуктов. Основными группами являются топливо жидкое, газообразное топливо, твердое топливо (кокс нефтяной), смазочные и специальные масла, парафины и битумы, церезины, ароматические соединения, сажа, ацетилен, нефтяные, этилен кислоты и их соли, высшие спирты.

Применение Наибольшее продукты переработки нефти находят в энергетической-топливно отрасли. Например, мазут обладает полтора в почти раза более высокой теплотой сравнению по сгорания с лучшими углями. Он занимает мало при места сгорании и не дает твердых остатков горении при. Замена твердых видов топлива ТЭС на мазутом, заводах и на железнодорожном и водном транспорте огромную дает экономию средств, способствует быстрому основных развитию отраслей промышленности и транспорта.

Бензин качестве в применяется горючего для двигателей внутреннего зависимости. В сгорания от назначения он подразделяется на два основных авиационный: сорта и автомобильный. Бензин используется также в растворителя качестве масел, каучука, для очистки жирных от тканей пятен и т. п. Керосин применяется как для горючее реактивных и тракторных двигателей, а также бытовых для нужд. Он используется также для Соляровое. освещения масло применяется в качестве горючего дизелей для. Смазочные масла для смазки механизмов различных. После перегонки мазута остаётся тёмная нелетучая масса – гудрон, идущая на асфальтирование Лигроин. улиц служит топливом для дизельных также, а двигателей растворителем в лакокрасочной промышленности. Большие его количества перерабатывают в бензин. Парафин применяют получения для высших карбоновых кислот, для древесины пропитки в производстве спичек и карандашей, для свечей изготовления, гуталина и т. д.

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

Однако в последние годы продукты нефти переработки все шире используются как для сырье химической промышленности. Около 8% добываемой потребляются нефти в качестве сырья для современной Например. химии, этиловый спирт применяется примерно в отраслях 150 производства. В химической промышленности применяются пластмассы, формальдегид, синтетические волокна, синтетический каучук, этиловый, аммиак спирт и т. д.

Продукты переработки нефти сельском и в применяются хозяйстве. Здесь используются стимуляторы протравители, роста семян, ядохимикаты, азотные удобрения, пленки, мочевина для парников и т. д. В машиностроении и металлургии универсальные применяются клеи, детали и части аппаратов из смазочные, пластмасс масла и др. Широкое применение нашел кокс нефтяной, как анодная масса при Прессованная. электровыплавке сажа идет на огнестойкие обкладки в пищевой. В печах промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, кислоты пищевые, консервирующие средства, парафин, производятся витаминные-белково концентраты, исходным сырьем для служат которых метиловый и этиловый спирты и метан. В парфюрмерной и фармацевтической промышленности из производных переработки нефти нашатырный изготовляют спирт, хлороформ, формалин, аспирин, Производные и др. вазелин нефтесинтеза находят широкое применение и в текстильной, деревообрабатывающей, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

В последние годы (наряду с увеличением топлива выработки и масел) углеводороды нефти широко как используют источник химического сырья. Различными них из способами получают вещества, необходимые для пластмасс производства, синтетического текстильного волокна, синтетического спиртов, каучука, кислот, синтетических моющих средств, веществ взрывчатых, ядохимикатов, синтетических жиров и т. д.

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

2) В. А. Динков, Нефтяная промышленность вчера, завтра, сегодня, Москва, ВНИИОЭНГ 1988г.

4) Большая энциклопедия Мефодия и Кирилла, 2001г. (электронная энциклопедия на 2 CD)

Наглядное изображение приборов лабораторных для перегонки и крекинга нефти.

Http://energo. jofo. me/594728.html

Baku State University, Azerbaijan, AZ1143, Baku, Z. Khalilov st.23. E-mail: hrovshan@hotmail. com

1 Institute of Radiation Problems, National Academy of Science of Azerbaijan, Azerbaijan, AZ1148, B. Vahabzade st.9

Азербайджан является одной из ведущих стран в области добычи углеводородного сырья. Это обуславливает важность повышения эффективности и экологической безопасности процессов добычи, транспортировки и переработки нефти. Интенсивное освоение недр Азербайджана сопровождалось в ряде случаев радиационным загрязнением почвы, что вызывает необходимость мониторинга радиационного воздействия на окружающую среду.

Как показывают наши исследования, воздействие радиации сопровождается формированием в растениях магнитных наночастиц оксидов железа [1]. Это может стать основой новых подходов к изучению влияния радиации на природные системы. Исследования последних лет показали, что магнитные наночастицы оксидов железа широко распространены в природе. Особый интерес представляет обнаружение магнитных наночастиц в составе структурных элементов нефти [2]. В настоящее время получены данные, свидетельствующие об особенностях магнитных свойств осадочных пород, что также связывают с наличием в них магнитных частиц биогенной природы.

С помощью ЭПР нами исследованы структуры и состав фрактальных коллоидных агрегатов в нефти из 11 разных нефтяных скважин Абшерона. Выяснены механизмы их влияния на физико-химические характеристики нефти. В некоторых из них мы наблюдали сигнал, который типичен для суперпарамагнитных наночастиц оксидов железа (g=2.3 и ΔН≈400Гс.). g – фактор заметно больше значения 2.00, характерного для парамагнитного трехвалентного железа, и указывает на ферромагнитный характер магнетизма и значительную намагниченность наночастиц, присутствующих в образцах.

Присутствие магнитных наночастиц в нефти обуславливает возможность управления технологически важными свойствами нефти при помощи внешнего магнитного поля. Это обеспечит экономическую эффективность разрабатываемых технологий и будет способствовать повышению эффективности нефтяной отрасли.

1. А. Н.Насибова, Р. И.Халилов, Б. В.Трубицин, А. А.Гарибов, А. Н.Тихонов. Магнитные наночастицы оксида железа в растениях, произрастающих на радиоактивно загрязненных территориях Апшеронского полуострова. //Доклады Академии Наук Азербайджана.2013, LXIX, №2, стр.31-39.

2. В. И.Лесин, Ю. А.Кокшаров, Г. Б.Хомутов. Магнитные наночастицы в составе агрегатов коллоидных частиц нефти.// Транспорт и подготовка нефти. 03.2009, с.95-97.

Http://www. mce. su/eng/archive/abstracts/authors/person27124/doc241991/

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

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

Плотность нефти Фракционный состав Содержание серы в нефти Содержание парафинов в нефти Содержание воды в нефти Содержание солей в нефти

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

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

Для того, чтобы получать на НПУ товарные топливные фракции, необходимо использовать нефть с плотностью 0,78-0,85 кг/м 3 . Более тяжелые нефти содержат меньшее количество светлых фракций и много парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами (фракциями). В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: бензиновая фракция – до 180°С, дизельная фракция – 180-350°С. Фракция, выкипающая выше 350°С является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Получать только летнее дизельное топливо. Изменить технологические параметры дистилляции для подрезания высококипящих фракций и уменьшения содержания парафинов в дизельном топливе. Разбавлять нефть газовым конденсатом. Добавлять специальные депрессорные присадки, которые улучшают температуру помутнения и застывания.

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

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

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

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

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

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

P. S. Обращаем также внимание на то, что после вступления в силу экологических требований технического регламента РФ, а затем и Таможенного Союза, производство автомобильных топлив на установках первичной перегонки стало невозможным. Для получения товарных автомобильных топлив необходимо дополнительно использовать процессы вторичной переработки.

Http://linas. ru/public/oil. htm

Нефтью называется жидкое ископаемое топливо, распространенное в осадочной оболочке литосферы Земли.

Большинство нефтей представляют маслянистые жидкости от темно-коричневого до темно-бурого цвета, который зависит от содержания в них окрашенных смолистых веществ. Плотность нефтей составляет 0,82-0,90 т/м3, температура затвердевания лежит в пределах от -20ºС до +20ºС. Вязкость нефтей значительно выше вязкости воды. Элементный состав нефтей колеблется в очень незначительных пределах: углерод 84-87%, водород 12-14%, сера 0,1-5%, кислород и азот (в сумме) до 1,0% [22].

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

В зависимости от того, углеводороды какого класса преобладают в составе нефти, они подразделяются на парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Наиболее распространены нефти так называемого смешанного основания, в которых нельзя выделить определенный класс углеводородов.

В неуглеводородную часть нефти входят разнообразные кислородные (фенолы, нафтеновые кислоты, гетероциклы), азотистые (производные пиридина и хинолина, амины) и сернистые (тиофен, тиоспирты и тиоэфиры) соединения. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (с содержанием до 0,5%), сернистые (с содержанием от 0,5 до 2,0%) и высокосернистые (с содержанием выше 2,0%).

Основная масса всех этих соединений концентрируется в высокомолекулярной части нефти.

Минеральные примеси в нефти составляют различные соли, перешедшие в нее из пластовых вод, механические примеси песка и глины и эмульгированная вода.

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

4. Смазочные масла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла)

6. Продукты, используемые для нефтехимического синтеза (мазут, широкая фракция и др.) [22]

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

Подготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных солей и воды и стабилизацию по составу.

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

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

Принципиальная схема установки для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке 1.

1 – трубчатая печь; 2 – ректификационная колонна; 3 – конденсатор-холодильник и холодильники; 4 – теплообменники.

Линии: I – нефть; II – верхний продукт; III – боковые продукты; IV – остаток перегонки нефти: V – орошение; VI – ввод тепла или испаряющего агента

Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в трубчатую печь 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть ректификационной колонны 2. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну, паровая фаза поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья, жидкая – в нижней части. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей сверху жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта (II) возвращается в жидкое состояние на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие и обогащает поднимающиеся пары низкокипящими компонентами [2].

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющийся агент (IV). В качестве испаряющегося компонента широко применяется перегретый водяной пар или перегретые пары бензина или керосина. В результате этого легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами. В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу – высокотемпературный остаток, сбоку – боковые продукты (III).

Перегонку нефти осуществляют при температуре не выше 370ºС. В результате атмосферной перегонки остается мазут. Для выделения фракции из мазута применяют перегонку в вакууме. Для этой цели создается вакуум 20 мм рт ст, что позволяет выделить из мазута фракции до 500ºС (в пересчете на атмосферное давление) [2].

На рисунке 2 представлена схема установки атмосферно-воздушной перегонки нефти на Уфимском нефтеперерабатывающем заводе (УНПЗ).

Http://www. refbzd. ru/viewreferat-1601-2.html

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий