Схема переработки нефти

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

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

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

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

Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообразны. Они подразделяются:

Процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счет высококипящих (крекинг);

Процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);

Термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений;

Каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов;

Важнейшими из вторичных процессов является термический и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 1.1 представлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.

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

Удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 1.2 представлена подобная система.

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

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

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

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

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

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1–С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН (рис.1.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 1.3).

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

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

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5– 1,0% и 100–1100 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05–0,1% и 3–5 мг/л.

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

Установки электротермохимического удаления солей и воды, или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30–45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис. 1.3 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в

1 — резервуар нефти, 2 — теплообменник, 3 — подогреватель, 4 — смеситель, 5 — электродегидрататор I ступени, 6 — электродегидрататор II ступени, 7 — холодильник, 1 — сборник обессоленной нефти, 9 — нефтеотделитель смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрата-торы 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 1–10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборник 1. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

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

Http://studbooks. net/2268023/matematika_himiya_fizika/obschaya_shema_pererabotki_nefti

Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей – установки депарафинизации.  [1]

Выбор схемы переработки нефти зависит от структуры потребления – соотношения между отдельными нефтепродуктами, их доли в общем потреблении нефтепродуктов по району. Экономические районы нашей страны имеют разную структуру потребления. Так, в Европейской части СССР и на Урале топливные ресурсы ограничены и имеется дефицит в топливе. Поэтому в этих районах требуется большое количество топочного мазута и, следовательно, целесообразна менее глубокая схема переработки нефти. В восточных районах, где имеются большие ресурсы угля и гидроэнергии, в потреблении нефтепродуктов наибольший удельный вес имеют светлые нефтепродукты.  [2]

Выбор схемы переработки нефти зависит от структуры потребления – соотношения между отдельными нефтепродуктами, их доли в общем потреблении нефтепродуктов по району. Экономические районы нашей страны имеют разную структуру потребления. Так, в европейской части СССР и на Урале топливные ресурсы ограничены и имеется дефицит в топливе. Поэтому в этих районах требуется большое количество топочного мазута и, следовательно, целесообразна менее глубокая схема переработки нефти. В восточных районах, где имеются большие ресурсы угля и гидроэнергия, в потреблении нефтепродуктов наибольший удельный вес имеют светлые нефтепродукты.  [3]

Выбор схемы переработки нефти определяется как структурой намечаемого потребления нефтепродуктов, так и свойствами заданной нефти. При этом рекомендуется использовать технологическую классификацию нефтей.  [4]

Выбор схемы переработки нефти определяется как структурой намечаемого потребления нефтепродуктов, так и свойствами заданной нефти. При этом рекомендуется использовать технологическую классификацию, нефтей.  [5]

Выбор схемы переработки нефти зависит от структуры потребления, под которой понимается соотношение между отдельными нефтепродуктами, их доля в общем потреблении нефтепродуктов по району. Экономические районы нашей страны различны по структуре потребления. Так, в европейской части СССР и на Урале, где топливные ресурсы ограничены, требуется выработка большой массы топочного мазута и, следовательно, в этих районах целесообразна переработка нефти по менее глубокой схеме.  [6]

Выбор схемы переработки нефти зависит от структуры потребления, под которой понимается соотношение между отдельными нефтепродуктами, их доля в общем потреблении нефтепродуктов в районе. Экономические районы нашей страны обладают различной структурой потребления. Так, в восточных районах страны, например в Казахстане, где сосредоточены огромные ресурсы угля и гидроэнергии, в потреблении нефтепродуктов наибольший удельный вес принадлежит светлым нефтепродуктам.  [7]

Выбор схемы переработки нефти зависит от структуры потребления – соотношения между отдельными нефтепродуктами, их доли в общем потреблении нефтепродуктов по району. Экономические районы нашей страны имеют разную структуру потребления. Так, в европейской части СССР и на Урале топливные ресурсы ограничены и имеется дефицит в топливе.  [8]

Независимо от схемы переработки нефти эффективность технологического процесса характеризуется двумя показателями: поддержанием заданной производительности и достижением заданного качества целевого продукта. Эти показатели должны быть обоснованно обеспечены на стадии проектирования.  [9]

Весьма перспективны комбинированные топливно-нефтехимиче-ские схемы переработки нефти, в которых рафинаты каталитического риформинга в смеси с прямогонными фракциями являются сырьем процесса пиролиза. В этом случае получают высокий выход ароматических и непредельных углеводородов.  [10]

Весьма перспективны комбинированные топливно-нефтехимиче-ские схемы переработки нефти, в которых рафинаты каталитического риформинга в смеси с прямогонными фракциями являются сырьем процесса пиролиза. В этом случае получают высокий выход ароматических и непредельных углеводородов.  [11]

НПЗ с глубокой схемой переработки нефти ; суммарные ресурсы всех видов такого сырья в зависимости от типа завода составляют от 5 7 до 15 9 % и от 7 8 до 13 7 % соответственно при переработке ромашкинскои и арланской нефтей; в числе этих ресурсов ароматические углеводороды С6 – Се ( бензол, толуол, о-ксилол, n – ксилол и этилбензол) составляют суммарно 136 и 84 тыс. т / год соответственно при переработке ромашкинскои и арланской нефтей, парафин жидкий – 140 тыс. т / год, сера элементарная от 35 до 115 тыс. т / год при переработке ромашкинскои и от 156 до 123 тыс. т / год при переработке арланской нефтей. Производство сажевого сырья, предусматриваемое только на НПЗ типа IV, составляет 228 тыс. т / год при переработке ромашкинскои и арланской нефтей; за счет разделения газов от вторичных процессов нефтепереработки и пиролиза всего балансового количества рафинатов риформинга производство легких углеводородов Ci – C4 составляет от 490 до 1176 тыс т / год при переработке ромашкинскои и от 900 до 1436 тыс. т / год при переработке арланской нефтей.  [12]

Включение гидрокрекинга в схемы переработки нефти обеспечивает гибкость эксплуатации предприятий. Изменяя технологический режим процесса и условия ректификации жидких продуктов, можно на одной и той же установке получать любой из перечисленных продуктов: бензин, реактивное или дизельное топливо. Переход с одного варианта на другой осуществляют изменением температуры в реакторах, а также изменением режима и направления потоков в блоке разгонки продуктов гидрокрекинга.  [14]

Включение гидрокрекинга в схемы переработки нефти обеспечивает гибкость эксплуатации предприятий при сезонных колебаниях спроса на бензин и котельные топлива и позволяет получать оптимальные выходы товарных нефтепродуктов при уменьшении объема переработки нефти. По некоторым данным, гидрокрекинг на нефтеперерабатывающем заводе значительно увеличивает выход высококачественных, моторных топлив при переработке сернистой нефти.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id495902p1.html

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкупающие выше 350 °C), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метил этил кетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими глинами.

При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями.

Выбор того или иного варианта переработки нефти, а, следовательно, и схемы промышленной установки первичной переработки нефти, обусловлен качеством исходной нефти и зависит также от ассортимента намеченных к выработке продуктов с заданными интервалами выкипания.

Экономически целесообразным вариантом переработки Серноводской нефти является топливный, в связи с недостаточным содержанием в ней масляных фракций. Исходя из шифра нефти (1.2.2.4.1.) и для получения выбранных конечных продуктов с приведенными выше свойствами, выберем трехступенчатую схему атмосферно – вакуумной перегонки нефти. В основу разрабатываемой схемы положим одну из промышленных схем АВТ с трехкратным испарением.

Нефть будет подвергаться предварительному обезвоживанию и обессоливанию, поэтому блок ЭЛОУ опускаем.

По принятой схеме нефть проходит три ступени перегонки: предварительной отбензинивание, собственно разделение на фракции и последующую вакуумную перегонку мазута.

УВ газ, выделяемый из нефти, содержит значительное количество пропана и бутана, частично пентана. Этот газ направляется на ГФУ. Полученные из него фракции используют как бытовые и промышленные топлива, сырье на установках пиролиза, алкилирования (получения алкил – бензина). Полимеризации (получения полимер – бензина).

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

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

Дизельных фракции (240-350°C) используется для производства различных сортов дизельных топлив.

Мазут (остаток выше 350°C) используется для получения котельного топлива, а также в качестве сырья установок термокрекинга.

Вакуумный газойль(350-500°C) используется в качестве сырья установок каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов.

Гудрон (остаток выше 500°C) используется в качестве сырья установок термокрекинга.

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 ° С и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 ° С во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40° С в холодильнике погружного типа и выводится с установки, (рис.3.1).

Сырая нефть с промыслов поступает на ЭЛОУ. Обезвоженная и обессоленная нефть направляется на первичную переработку, т. е. на АВТ.

Углеводородный газ, полученный на установке АВТ, направляется на ГФУ, где он разделяется на сухой (метан – этана) и сжиженный газы (пропановая, бутановая, изопентановая фракции). Сухой газ используется как бытовое и промышленное топливо. Сжиженный газ направляется на блок сжиженных углеводородных газов. Они (сжиженные газы) могут использоваться как баллонное топливо, направляться на установки алкилирования.

Бензиновая фракция (28-180°C) направляется на вторичную перегонку. Она разделяется на две части: бензиновую фракцию 28-85°C, направляемую на изомеризацию (но мы ее на изомеризацию не будем отправлять, чтобы лишний процесс не добавлять, а направим сразу на добавление к товарным бензинам для улучшения их пусковых свойств). Бензиновую фракцию 85-180°C, направляемую на каталитический риформинга, где из нее получают высокооктановый бензин и ВСГ. Бензин риформинга направляется в блок «товарных бензинов», где он смешивается с бензиновой фракцией 28-85 °C. Углеводородный газ направляется вместе с другими газами на ГФУ, а ВСГ – на гидроочистку.

Керосиновая фракция (180-240°C). В зависимости от содержанием серы в ней определяют проводить гидроочистку или нет. В соответствии с шифром нефти гидроочистка для керосиновой фракции не требуется. Далее необходимо провести депарафинизацию, но в данном случае мы этот процесс опустим и направим ее в блок «реактивного топлива».

Дизельная фракция (240-350°C) – требуется гидроочистка. Образующийся углеводородный газ направляются на ГФУ а бензиновая фракция на каталитического риформинга для повышения октанового числа. Дизельное топливо направляется на депарафинизацию (в зависимости от содержания в нем парафина). Обычно для дизельного топлива проводится карбамидная депарафинизация, в результате чего получается само дизельное топливо и парафин. Вакуумный газойль (350-500°C) является сырьем для каталитического крекинга, продуктами которого являются углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Легкий газойль используется как компонент дизельного топлива, а тяжелый – как котельное топливо. Гудрон (>500°C) направляется на замедленное коксование, где получают углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли и кокс, (рис.4.1).

Продукты первичной переработки нефти направляются на дальнейшую вторичную переработку. Все процессы вторичной переработки можно разделить по следующим признакам:

По условиям проведения различают термические (протекают при высоких температурах и давлении), термокаталитические (протекают при высоких температурах, давлении и в присутствии катализатора) и гидрогенизационных (протекают в присутствии водорода) процессы;

По цели вторичной переработки различают: процессы, направленные на повышение качества продуктов; процессы, направленные на углубление переработки нефти; процессы переработки газов.

Прямогонные бензиновые фракции имеют низкие октановые числа, так как состоят в основном из низкооктановых, парафиновые, и нафтеновые УВ. Назначением процесса каталитического риформинга является получение высокооктановых бензинов путем ароматизации прямогонных бензинов. Процесс каталитического риформинга может быть также направлен на получение индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола).

Сырье процесса. В качестве сырья процесса используются прямогонные бензиновые фракции, причем присутствие в сырье С6 –С7 нежелательно, т. к. в условиях процесса они подвергаются гидрокрекингу и дают большой выход газов. Поэтому на процесс риформинга направляют бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°C. Для получения индивидуальные ароматические УВ используют узкие бензиновые фракции.

Продукты процесса. В процессе риформинга получают два целевых и один побочный продукт:

1. бензин риформинга имеет высокое октановое число, содержит большое количество ароматических УВ (до 60%) и имеет тяжелый фракционный состав. Все это приводит к тому, что бензины риформинга не могут использоваться в качестве товарных бензинов в чистом виде, а используются только как компоненты;

2. водородсодержащий газ (ВСГ) является очень важным продуктом риформинга, который используется в гидрогенизационных процессах;

3. углеводородный газ риформинга не содержит непредельных углеводородов и направляется на газофракционирующую установку (ГФУ).

Принципиальная технологическая схема каталитического риформинга

Сырье риформинга после блока гидроочистки смешивается с циркулирующего ВСГ и нагревается в первой секции печи П-1 до температуры 510 °C, затем поступает в первый по ходу движения реактор Р-1, в котором находится стационарный (не движущийся, постоянный) слой катализатора. При контакте сырья с катализатором часть сырья подвергается превращению, но так как реакция эндотермическая, температура сырья снижается до 470-480 °C. Поэтому пары продуктов риформинга и сырья выводятся из реактора, нагреваются во второй секции печи П-1 до температуры 510°C и подаются в реактор Р-2. Пары продуктов и сырья на выходе из Р-2 также имеют пониженную температуру. Поэтому они вновь нагреваются в третьей секции печи П-1 и поступают в реактор Р-3. Пары продуктов и ВСГ из реактора поступают на разделение в сепаратор С-1, сверху которого выводится ВСГ. Избыточная часть ВСГ выводится с установки, а циркулирующая часть возвращается (бензин), который поступает в разделительную колонну, сверху которой выводится углеводородный газ, головка стабилизации, а снизу реформат, (рис.5.1).

–П-1 – Р-3 – Р-2 Р-1

Баланс. кол.-во ВСГ

Http://works. doklad. ru/view/0M1YEK5V3Oo/5.html

При этой схеме на установках ЛВТ помимо светлых дистиллятов (бензинового, керосинового, дизельного) получают несколько вакуумных дистиллятов и гудрон. Затем каждый из дистиллятных погонов проходит:

Из гудрона сначала с помощью пропана извлекают асфальтовые вещества. Полученный деасфальтизат далее обрабатывается по той же схеме, что и дистиллятные фракции (селективная очистка, депарафинизация, доочистка).

После доочистки дистиллятные и остаточный компоненты направляются на компаундирование. Изменяя соотношение компонентов и вводя различные присадки, получают необходимые сорта масел.

Существуют и другие схемы масляного производства. При очистке парными растворителями (дуосол-процесс) на одной установке совмещаются деасфальтизация н избирательная очистка масел.

При переработке парафинистых нефтей одновременно с маслами получают парафины и церезины. Выделенные при депарафинизации гач и летролатум проходят дополнительную обработку на установках обезмасливания, фильтрования через отбеливающие земли или гидроочистки. После обработки получают из гача — парафин, а из петролатума — церезин.

Продукты переработки нефти используются в качестве сырья для разнообразных органических производств. Установки нефтехимического синтеза в некоторых случаях сооружаются в составе нефтеперерабатывающих заводов, что значительно расширяет ассортимент продукции предприятий. Создаются также самостоятельные нефтехимические заводы, получающие сырье с НПЗ железнодорожным или трубопроводным транспортом.

А) этилен, пропилен и бутилен-бутадиеновая фракция, полученные пиролизом;

Б) индивидуальные алканы (пропан, бутаны, пентаны), вырабатываемые на установках газофракционирования предельных газов;

В) пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции с установок газофракционирования непредельных газов;

Г) ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы), получаемые при каталитическом риформинге и пиролизе;

Д) высшие парафины, вырабатываемые при депарафинизации дизельных и масляных фракций.

Развитие технологии переработки нефти в настоящее время характеризуется тенденцией роста мощности технологических установок. За прошедшие 30 лет мощность установок первичной переработки нефти выросла более чем в 10 раз, установок каталитического крекинга — в 8 раз. На смену установкам каталитического риформинга мощностью 300 тыс. т/год пришли установки мощностью 1 млн. т/год.

При увеличении единичной мощности установки сокращаются удельные, т. е. рассчитываемые на 1 т перерабатываемого сырья, затраты на строительство установок, эксплуатационные расходы, производственный штат. Например, благодаря увеличению мощности установок первичной перегонки нефти от 3 до 6 млн. т/год капитальные вложения на единицу мощности уменьшаются на 31 %, а производительность труда повышается в 2—2,5 раза. Укрупнение установок позволяет перейти к более прогрессивным видам оборудования, например от поршневых компрессоров к центробежным. Другая особенность современной нефтепереработки — создание установок, в составе которых объединяется (комбинируется) несколько технологических процессов. Внедрение таких установок, называемых комбинированными, сокращает общую сумму капиталовложений, позволяет уменьшить площадь территории установки и всего завода. Значительно сокращается протяженность трубопроводов, уменьшаются тепловые потери вследствие того, что теплота горячих потоков одного технологического процесса используется для подогрева холодных потоков другого процесса. Первые комбинированные установки появились в середине 1950-х гг. Сначала в составе таких установок комбинировалось 2—3 процесса. Были, например, построены комбинированные установки электрообессоливания, первичной перегонки нефти и вторичной перегонки бензина. Процесс каталитического риформинга на платиновом катализаторе комбинировался с предварительной гидроочисткой бензина и экстракцией аренов из катализата, В дальнейшем комбинирование процессов углублялось, в состав установок стали включать 4—5 процессов. На нескольких отечественных НПЗ в 1975—1984 гг. были введены в эксплуатацию комбинированные установки по неглубокой – переработке нефти ЛК-6У. Установки ЛК-6У состоят из пяти секций:

2) каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой бензина;

На установке ЛК-6У применено новое укрупненное оборудование: центробежные компрессоры с паровым и электрическим приводом, воздушные холодильники с высоким коэффициентом оребрения, ректификационные тарелки клапанного типа, вертикально-секционные печи новой конструкции.

Применение комбинированных установок ЛК-6У взамен отдельно стоящих позволяет на 45 % повысить производительность труда, на 15—20 % уменьшить расход металла на изготовление оборудования, на 10—15% снизить эксплуатационные затраты.

В 1983—1984 гг. завершено строительство еще двух крупных комбинированных установок:

А) глубокой переработки мазута КТ-1, в состав которой включены процессы вакуумной перегонки мазута, гидроочистки вакуумного дистиллята, каталитического крекинга, висбрекинга гудрона и газофракционирования;

Б) производства масел КМ-2, на которой сочетанием процессов деасфальтизации, селективной очистки, депарафинизации и гидроочистки вырабатывают моторные и индустриальные масла более 10 наименований.

На нескольких НПЗ построены высокопроизводительные комбинированные установки производства этилена и пропилена, включающие процессы пиролиза, получения аренов, бутадиена, циклопентадиена, полимерных материалов, сырья для производства технического углерода. К недостаткам комбинированных установок относится жесткость связей между отдельными процессами. Нарушения в работе одной секции могут влиять на всю установку, расстраивая другие технологические процессы. Комбинированную установку сложнее, Чем обычную, остановить на ремонт и затем вывести на режим.

Современная нефтеперерабатывающая промышленность оснащена сложным оборудованием, предназначенным для осуществления разнообразных процессов — нагрева, охлаждения, конденсации, массопередачи, перекачки, компримирования, фильтрации и ряда других операций с нефтью и продуктами ее переработки.

По функциональному назначению это оборудование может быть подразделено на следующие основные группы:

Г) охладительное — холодильники и конденсаторы, аппараты воздушного охлаждения;

Д) оборудование для разделения эмульсий и суспензий — фильтры, центрифуги;

Е) оборудование для хранения жидких продуктов — емкости и резервуары;

Ж) оборудование для транспортировки жидких и газообразных сред — насосы и компрессоры;

И) оборудование для отключения аппаратов и участков трубопроводов — запорная арматура (задвижки, вентили и др.).

Риформинг (англ. reforming, от reform — переделывать, улучшать), промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов. Риформинг проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3-4 реакторов, при температуре 350-520°С, давлении 1,5-4 Мн/м 2 (15-40 кгс/см 2 ) в присутствии различных катализаторов: платиновых, платинорениевых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и другие металлы. Во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения — коксом, Р. осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате Р. бензиновых фракций нефти получают 80-85% бензина с октановым числом 90-95, 1,5-2% водорода и остальное количество – газообразные углеводороды. Большое значение имеет риформинг для производства ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов); ранее основным источником получения этих углеводородов была коксохимическая промышленность.

Сырьем каталитического риформинга служат, как прямогонные бензиновые фракции нефтей и газовых конденсатов, так и бензины вторичного происхождения, получаемые при термической и термокаталитической переработке тяжелых нефтяных фракций, а также выделяемые из продуктов переработки углей и сланцев. Основной источник сырья риформинга – прямогонные бензиновые фракции, роль бензинов вторичного происхождения будет возрастать при углублении переработки нефти.

Подготовка сырья риформинга включает ректификацию и гидроочистку. Ректификация используется для выделения определенных фракций бензинов в зависимости от назначения процесса. При гидроочистке из сырья удаляют примеси (сера, азот и др.), отравляющие канализаторы риформинга, а при переработке бензинов вторичного происхождения подвергают также гидрированию непредельные углеводороды.

Важное значение имеют способы хранения сырья, которые во многих случаях определяют работоспособность оборудования и катализаторов блоков гидроочистки.

1 Гуреев А. А. Производство высокооктановых бензинов / А. А. Гуреев − М.: Химия, 1981. −457 с.

2 Маслянский Г. Н. Каталитический риформинг бензинов / Г. Н. Маслянский − Санкт-Петербург: Химия, 1985. − 971 с.

3 Емельянов В. Е. Автомобильные бензины с улучшенными экологическими / В. Е. Емельянов − Санкт-Петербург: Химия и технология топлив и масел, 1995. − 624 с.

4 Травень В. Ф. Органическая химия: Учебник для вузов в 2-х томах / В. Ф. Травень − М.: Академкнига, 2004. – 727 с.

Http://www. kazedu. kz/referat/192161/7

Размеры: 960 х 720 пикселей, формат: jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке экономики, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как. ». Скачать всю презентацию «Добыча и переработка нефти. ppt» можно в zip-архиве размером 1856 КБ.

«Нефть СССР» – Обеспечение фронта и тыла страны нефтью. Территории Урало-Поволжья, Западного Казахстана. Торт в виде промыслов нефтяного Баку. Нефтяная промышленность СССР в. Капля нефти. Карта с изображением Апшерона и Баку. Мероприятия по интенсификации добычи нефти. Добыча нефти. Переработка нефти СССР. Газопровод.

«Ценообразование нефти» – Прогнозы цен на нефть и нефтепродукты. Российский нефтяной рынок. Крупнейшие производители. Нефтеперерабатывающая промышленность. Семь игроков российского нефтяного рынка. Взлет цен. Что в будущем. Ценообразование в нефтяной отрасли. Развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса. Структура рынка.

«Нефть и переработка нефти» – Все нефти при простой перегонке разделяются на следующие фракции: Интересные факты. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. Добыча нефти. Бензин и нафту затем подвергают каталитическому риформингу. Состав нефти. Переработка нефти. Также в составе нефти выделяют порфирины и серу.

«Масса нефти» – Пределы допускаемой основной относительной погрешности. Влагомер Phase Dynamics. Рекомендации. Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти. В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах. О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды. Дробно-линейная функция погрешности СИ.

«Добыча и переработка нефти» – Общая схема переработки нефти. Октановое число бензина. Экологические бедствия. Фракции нефти. История нефти. Древние египтяне. Состав нефти. Нефть. Добыча нефти на суше. Марко Поло. Термический и каталитический крекинг. Вторичная переработка. Транспортировка нефти. Д. И.Менделеев. Ректификационные колонны.

«Нефть Ближнего Востока» – Евразия. Направление внешней политики США. Индия. Китай. Поддержка Китаем энергетических инициатив В. В. Путина. Катар. Европейский союз. Иран и Сирия. Нефтегазотранспортная подоплека. Газотранспортная подоплека. Россия. Саудовская Аравия. Арабская весна. Развитие газотранспортной инфраструктуры Ближнего Востока.

Http://900igr. net/prezentatsii/ekonomika/Dobycha-i-pererabotka-nefti/016-Obschaja-skhema-pererabotki-nefti. html

Нефть – это сложная смесь углеводородных соединений. Выглядит она как маслянистая вязкая жидкость с характерным запахом, цвет которой в основном варьируется от темно-коричневого до черного, хотя бывают и светлые, почти прозрачные нефти.

Эта жидкость обладает слабой флюоресценцией, её плотность меньше, чем у воды, в которой она почти не растворяется. Плотность нефти может иметь имеет значение от 0,65-0,70 грамм на кубический сантиметр (легкие сорта), а также 0,98-1,00 грамма на кубический сантиметр (тяжелые сорта).

Нефть находится в особых горных породах, называемых коллекторами. Коллектор представляет собой осадочную пористую горную породу с различной степенью проницаемости.

Составляющие этот природный энергоресурс углеводороды относятся к различным группам (парафиновые, нафтеновые и ароматические), которые различаются по таким характеристикам, как молекулярный вес и температура кипения. Помимо углеводородных соединений, в ней присутствуют соединения на основе кислорода, азота и серы, а также менее одного процента различных металлических примесей.

Из нефти-сырца производят массу необходимых нефтепродуктов самого разного назначения. Для этого сырье разделяют на фракции с изменением его химического состава.

Чтобы получить нефтепродукты, необходима первичная переработка нефти, в процессе которой с помощью дистилляции получаются так называемые светлые и темные фракции, которые в дальнейшем перерабатывают с помощью вторичных химических процессов для придания им необходимых эксплуатационных свойств.

Первая переработка по-другому называется прямая перегонка нефти или ректификация нефти. В ходе этих процессов нефть разделяют на отдельные фракции, используя её ассортиментные и качественные возможности для получения максимального количества необходимой продукции.

Вторичной переработкой называют деструктивные вторичные процессы обработки полученных дистиллятов, а также всевозможные методики очистки прямогонных нефтепродуктов. Цель этих процессов – создание условий для изменения химического состава нефтяного сырья с помощью термических воздействий с применением различных катализаторов.

Такую нефтяную переработку проводят с целью придания конечному продукту заданных качественных и эксплуатационных характеристик, при этом увеличивая его количество.

Первичная нефтепереработка делится на два этапа – подготовка сырья к транспортировке по системе магистральных нефтепроводов и сама прямая перегонка полученного сырья.

В добытом из промысловых скважин нефтяном сырье, кроме углеводородов, содержится вода, попутный газ, растворенные соли (в основном – хлориды), а также масса примесей механического характера (песок, кусочки горной породы, ил и тому подобное). Использовать такое сырье без предварительной подготовки нельзя.

Попутные и растворенные в нефти газы отделяют с помощью системы газовых сепараторов, в которых происходит последовательное снижение давления от значения в самой скважине до нормального (атмосферного). Стоит сразу сказать, что после этого в сырой нефти остается до четырех процентов растворенных газов.

После сепарации сырая жидкая смесь углеводородов поступает в отстойники, где в результате действия гравитации происходит отделение от промыслового продукта механических примесей.

Там же, за счет разницы плотностей волы и нефти, происходит постепенное обезвоживание полученного сырья.

Из отстойников нефть перекачивается на промысловые установки по электрическому обессоливанию, на которых из нефти удаляют лишние растворенные в ней соли.

В основу процесса обезвоживания положен принцип разрушения водонефтяных эмульсий, образовавшихся в результате закачки воды в продуктивный пласт с целью повышения его давления для добычи необходимого сырья.

Затем обезвоженная и обессоленная нефть смешивается с водой с целью создания искусственной эмульсии с низким уровнем солености, а затем эта эмульсия также подвергается расслаиванию. Полученная вода проходит специальную очистку и повторно закачивается в пласт, создавая в нем необходимое для добычи давления.

Самый простой способ обезвоживания нефти на месторождении – термохимический способ удаления воды при нормальном атмосферном давлении.

Суть его заключается в том, что в подогретую до 30-ти – 50-ти градусов в нефть добавляют специальное поверхностно-активное вещество, называемое деэмульгатор, после чего полученная смесь отстаивается в специальных резервуарах. Если не обеспечить необходимую герметичность емкостей отстойников, то возникают серьезные потери сырья вследствие испарительных процессов. Поэтому в основном термохимический отстой происходит в герметичных резервуарах под давлением.

Если в нефти содержание солей невелико, то они практически полностью удаляются в процессе сепарации и отстаивания. Однако, большей части добываемых нефтей все-таки необходимо дополнительное обессоливание.

Для этого процесса также применимы термохимические методики, но в большинстве случаем применяется способ, называемый электрообессоливанием. Он сочетает в себе термохимический отстой с дополнительной обработкой нефтяной эмульсии, которая происходит в электрических полях. Установки, с помощью которых проводится этот процесс, называются электрообессоливающими ( сокращенно – ЭЛОУ).

После обессоливания на ЭЛОУ смесь поступает в систему магистральных трубопроводов с целью её дальнейшей транспортировки на предприятия перерабатывающего комплекса (сокращенно – НПЗ).

Процессы прямой перегонки сырой нефти происходят на трубчатых установках двух типов – при значении атмосферного давления (установки АТ) и в вакууме различной глубины (ВТ). На отечественных НПЗ, как правило, оба типа объединяют в одну комбинированную установку АВТ – атмосферно-вакуумного трубчатого типа.

Название трубчатая объясняется тем, что сырье перед разделением его на фракции нагревается в змеевиках печей трубчатого типа.

АВТ имеет в своем составе два блока – атмосферный и вакуумный. Атмосферная перегонка нефти (или дистилляция) при естественном значении давления позволяет получать светлые фракции нефти, к которым относятся бензины, керосины и дизельные дистилляты.

Температура их выкипания – не выше 360-ти градусов Цельсия. Выход таких фракций, в зависимости от физико-химического состава перерабатываемого сырья, составляет от 45-ти до 60-ти процентов от общего количества сырой нефти. Остаток атмосферной перегонки называется мазутом.

Сам процесс переработки (разделение на фракции) предварительно нагретой нефти происходит в ректификационной колонне, которая выглядит как цилиндрический вертикальный агрегат, оборудованный изнутри специальными контактными устройствами, называемыми тарелками. Через эти тарелки выделяемые пары нефтепродуктов движутся вверх, а жидкие фазы опускаются вниз.

Ректификационные колонны могут быть разных размеров и различных конфигураций, однако их используют на всех предприятиях нефтепереработки. Количество тарелок в таких устройствах может колебаться от 20-ти до 60-ти штук.

В нижней части этой колонны предусмотрен подвод тепла, а в верхней – его отвод, поэтому температура в колонне постепенно понижается от нижней части к верхней. Это позволяет отводить бензиновые фракции в виде паров с верхней части аппарата. Керосиновые и дизельные дистилляты конденсируются и выводятся в других частях ректификационного колонного аппарата, а жидкий остаток в виде мазута откачивается с нижней части и поступает на вакуумный блок.

Задача вакуумной перегонки – отбор из мазута дистиллятов масляного типа (если НПЗ специализируется на производстве масел и смазок) либо широкой масляной фракции широкого спектра, которая называется вакуумный газойль (если специализация НПЗ – производство моторного топлива). После вакуумной перегонки образуется остаток, называемый гудроном.

Необходимость такой переработки мазута под вакуумом объясняется тем, что при значении температуры более 380-ти градусов начинается процесс крекинга (термического разложения углеводородов), а точка выкипания вакуумного газойля – это более 520-ти градусов. Из-за этого перегонку необходимо проводить при остаточном значении давления на уровне 40-60 миллиметров ртутного столба, что дает возможность уменьшить максимальне температурное значение в установке до 360-ти – 380-ти градусов.

Вакуумная среда в такой колонне создается с помощью специализированного оборудования, основным ключевым элементом которого являются либо жидкостные, либо паровые эжекторы.

С помощью первичной перегонки нефтяного сырья получают следующие продукты:

углеводородный газ, который выводят посредством головки стабилизации; применяется в качестве бытового топлива и сырья для процессов газофракционирования; бензиновые фракции (температура выкипания – до 180 градусов); используется в качестве сырья для процессов вторичной перегонки в установках каталитического риформинга и крекинга, пиролиза и других видов переработки нефти (точнее, её фракций), с целью получения товарных автомобильных бензинов; керосиновые фракции (температура выкипания – от 120-ти до 315 градусов); после прохождения гидроочистки их применяют как реактивное и тракторное топливо; атмосферный газойль (дизельные фракции), который выкипает в диапазоне от 180-ти до 350-ти градусов; после чего, пройдя соответствующую обработку и очистку, он применяется как топливо для дивгателей дизельного типа; мазут, который выкипает при температурах свыше 350-ти градусов; используется как топливо для котельных и как сырьё для термических крекинговых установок; вакуумный газойль с температурой выкипания от 350 до 500 градусов и более; является сырьём для каталитического и гидрокрекинга, а также для производства масляных нефтепродуктов; гудрон – температура выкипания – более 500 градусов; который выступает сырьем для установок коксования и термического крекинга, с целью получения битумов и различных видов нефтяных масел.

К-1 – колонна отбензинивания; К-2 – колонна атмосферной переработки нефти; К-3 – колонна отпаривания; К-4 – установка стабилизации; К-5 – колонна вакуумной переработки; Э-1…Э-4 – электрические дегидраторы; П-1 и П-2 – подогревательные печи; КХ-1…КХ-4 – устройства охлаждения и конденсирования; Е-1 и Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – вакуумный насос паро-эжекторного типа; I – сырая нефть; II – стабилизационная головка; III – стабилизированный бензин; IV – керосиновая фракция; V – атмосферный газойль (дизельные фракции); VI – вакуумный газойль; VII – гудрон (остаток, образовавшийся после того, как была проведена вакуумная обработка); VIII – выхлопные эжекторные газы; IX – вещество ПАВ (деэмульгатор); X – вода, сбрасываемая в канализационные стоки; XI – водяной пар.

В колонне К-1 отбирается бензиновая фракция, которая затем конденсируется в ХК-1 и поступает в ёмкость Е-1.

Наполовину отбензиненная переработанная нефть с нижней части К-1 через печь трубчатого типа П-1 попадает в К-2 (атмосферная колонна). Часть потока такой нефти возвращается обратно в К-1, давая тепло, необходимое для ректификационных процессов.

В К-2 происходит дальнейшее фракционирование. Самая верхняя фракция К-2 – тяжелый бензин, который после конденсации поступает в Е-2. Керосин и дизельная фракция отводятся из К-2 с помощью боковых погон и попадают для отпаривания в К-3.

В К-3 происходит удаление легких фракций, после чего дизельный дистиллят и керосин через подогревательные теплообменники и холодильники выводят из установки.

Снизу К-2 отбирается жидкий мазут, затем он подается в печь П-2, а потом – в вакуумную колонну К-5, где его разделяют на гудрон и вакуумный газойль.

Сверху их К-5 с пароэжекторным насосом А-1 отсасывают водяной пар, воздух и образовавшиеся и газы, а также небольшое количество легких дизельных продуктов. Вакуумный газойль и гудрон пропускаются через подогреватели (теплообменники), а затем после конденсации в холодильниках они отводятся из установки.

Бензин из Е-1 и Е-2 подогревают и подают в колонну стабилизации К-4. Через верха К-4 (стабилизационную головку) отводятся сжиженные газы, а с нижней её части – стабилизированный жидкий бензин.

Http://neftok. ru/pererabotka/pervichnaya-pererabotka-nefti. html

«Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти»

1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН

1.4 Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН и производства масел

Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине.

Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте, затем в 1823 г. – второй на Северном Кавказе около г. Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применение. Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX, на кубовых батареях непрерывного действия.

В 1876 г. В. Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства – мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д. И. Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.

В 1890 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия – прообраз современных установок для перегонки нефти. Широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности определило внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей.

В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.

Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.

Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.

Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.

Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.

В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т. е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.

Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, – дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т. е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).

Способы разрушения нефтяных эмульсий. Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды.

Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.:

1. Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование.

Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти.

Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.

Http://mirznanii. com/a/325917/vybor-i-obosnovanie-varianta-i-tekhnologicheskoy-skhemy-pererabotki-nefti

2 План презентации 1.Назначение первичной переработки нефти. 2.Общие сведения о первичной переработке нефти. 3.Фракционный состав нефти. 4. Физико-химические основы процесса ректификации. 5.Принцип работы ректификационной колонны. 6.Установки первичной переработки нефти. 7.Материальный баланс установок первичной переработки нефти и использование дистиллятов.

3 Назначение первичной переработки нефти Из нефти, поступающей с установок промысловой подготовки на нефтеперерабатывающий завод, получают широкий спектр различной продукции (высокооктановые бензины, дизельные топлива, авиационные керосины, битумы, масла, котельные топлива и многое другое). Но предварительно нефть должна быть разделена на фракции – составляющие, различающиеся по температурам кипения (дистилляты). Для этого на НПЗ существуют установки первичной переработки нефти. Нефть Первичная переработка нефти Фракции нефти Облагораживающий или углубляющий процесс переработки Товарные продукты

4 Общие сведения о первичной переработке 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. На Омском НПЗ действуют установки первичной переработки нефти АВТ-6, АВТ – 7, АВТ-8, АТ-9, АВТ-10 Общий вид установки первичной переработки нефти

5 5 8 1 Нефть Схема Омского НПЗ по установкам и производствам АТ-9 КПА АВТ-6 АВТ-7 АВТ-8 АВТ-10 ФСБ Висбрекинг КТ-1/1 С-200 КТ-1/ С-001(ВБ) КТ-1/1 ГФУАГФУ25-12РОСК Л-35/ Л-35/ Л-24/6Л-24/7Л-24/9 36/1,3-1,3,4 37/1-4,5 39/1,6,8-2,4, /3м УПНК 19/3 Бензины Газы Ароматика Керосин Диз топл. Масла Кот. топл Битум Кокс УПС Катализаторное п-во Сульфонатные присадки Литиевые смазки

6 Фракционный состав нефти Фракционный состав является важным показателем качества нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. «Разгонка» нефти на фракции осуществляется в ректификационной колонне. Общий вид ректификационной колонны

7 Фракционный состав нефти Температуры кипения, ºСФракция Менее 32Углеводородные газы Бензиновая Керосиновая Дизельная Мазут Выше 500Гудрон

8 Нефть «разгоняют» до температур 300–350 о С при атмосферном давлении (атмосферная перегонка) и до 500 – 550 о С под вакуумом(вакуумная перегонка). Все фракции, выкипающие до 300–350 о С, называют светлыми. Остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350 о С) называют мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом. Фракционный состав нефти Внешний вид различных фракций нефти: чем выше температура кипения фракции, тем темнее цвет.

9 Фракционный состав нефти Наименование фракции Где отбираетсяГде используется БензиноваяАтмосферная перегонкаИспользуется после очистки как компонент товарного автобензина и как сырьё каталитического риформинга (получение высокооктановых бензинов), пиролиза (получение олефинов, ароматики) и др. КеросиноваяАтмосферная перегонкаПосле очистки используется как топливо реактивных авиационных двигателей, для освещения и технических целей ДизельнаяАтмосферная перегонкаПосле очистки используется как топливо для дизельных двигателей МазутАтмосферная перегонка (остаток) Используется в качестве котельного топлива или как сырьё для термического крекинга; для получения масел. Вакуумный газойльВакуумная перегонкаСырье процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, компонент товарных мазутов ГудронВакуумная перегонка (остаток) Сырье процессов коксования, гидрокрекинга

10 Физико-химические основы процесса ректификации Разделение процесса на фракции происходит посредством процесса ректификации. Ректификацией называется массообменнный процесс разделения жидких смесей на чистые компоненты, различающиеся по температурам кипения, за счет противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

11 Физико-химические основы процесса ректификации Ректификацию можно проводить периодически или непрерывно. Ректификацию проводят в башенных колонных аппаратах (до 60 м высотой), снабженных контактными устройствами (тарелками или насадкой) ректификационных колоннах. Расположение тарелок внутри ректификационных колоннах Внешний вид насадки: насадка, заполняющая колонну, может представлять собой металлические, керамические, стеклянные и другие элементы различной формы

12 Принцип работы ректификационной колонны Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая – нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока, – отгонной (или исчерпывающей) секцией. Укрепляющая часть колонны Отгонная (исчерпывающая, кубовая) часть колонны Питательная секция

13 Принцип работы ректификационной колонны Исходная смесь (нефть), нагретая до температуры питания в паровой, парожидкостной или жидкой фазе поступает в колонну в качестве питания. Зона, в которую подаётся питание называют эвапарационной, так как там происходит процесс эвапарации – однократного отделения пара от жидкости. Эвапарационная зона

14 Принцип работы ректификационной колонны Пары поднимаются в верхнюю часть колонны, охлаждаются и конденсируются в холодильнике – конденсаторе и подаются обратно на верхнюю тарелку колонны в качестве орошения. Таким образом в верхней части колонны (укрепляющей) противотоком движутся пары (снизу вверх) и стекает жидкость (сверху вниз). Холодильник – конденсатор

15 Принцип работы ректификационной колонны Стекая вниз по тарелкам жидкость обогащается высококипящим (высококипящими) компонентами, а пары, чем выше поднимаются в верх колонны, тем более обогащаются легкокипящими компонентами. Таким образом, отводимый с верха колонны продукт обогащен легкокипящим компонентом. Продукт, отводимый с верха колонны, называют дистиллятом. Часть дистиллята, сконденсированного в холодильнике и возвращенного обратно в колонну, называют орошением или флегмой. Дистиллят Флегма (орошение)

16 Принцип работы ректификационной колонны Для создания восходящего потока паров в кубовой (нижней, отгонной) части ректификационной колонны часть кубовой жидкости направляют в теплообменник, образовавшиеся пары подают обратно под нижнюю тарелку колонны. Кубовая часть колонны Теплообменник (подогреватель)

17 Принцип работы ректификационной колонны В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку проходят 4 потока: 1) жидкость – флегма, стекающая с вышележащей тарелки; 2) пары, поступающие с нижележащей тарелки; 3) жидкость – флегма, уходящая на нижележащую тарелку; 4) пары, поднимающиеся на вышележащую тарелку. Пары Жидкость Светлые фракции Остаток (мазут)

18 При установившемся режиме работы колонны уравнение материального баланса представляется в следующем виде: F=D+W, тогда для низкокипящего компонента F·x F = D·x D + W·x W.

19 Флегмовое число (R) соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны (R = L/D; L и D – количество флегмы и ректификата).

20 Паровое число (П) отношение контактируемых потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны (П = G / W; G и W – количество соответственно паров и кубового остатка).

21 Теоретическая тарелка При количественном рассмотрении работы ректификационных колонн обычно используется концепция теоретической тарелки. Под такой тарелкой понимается гипотетическое контактное устройство, в котором устанавливается термодинамическое равновесие между покидающими его потоками пара и жидкости.

22 Число тарелок определяется числом теоретических тарелок, обеспечивающим заданную четкость разделения при принятом флегмовом (и паровом) числе, а также эффективностью контактных устройств (обычно КПД реальных тарелок или удельной высотой насадки, соответствующей одной теоретической тарелке).

23 Четкость погоноразделения В нефтепереработке в качестве достаточно высокой разделительной способности колонны перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 10–30 °С (косвенный показатель четкости разделения). Бензиновая фракция: температура кипения °C Масляная фракция: температура кипения °C

24 Особенности нефти как сырья процессов перегонки Невысокая термическая стабильность нефти, ее высококипящих фракций (350–360 °С). Поэтому необходимо ограничение температуры нагрева (для повышения относительной летучести – перегонка под вакуумом, перегонка с водяным паром – для отпаривания более легких фракций). С этой целью используют, как минимум, две стадии: атмосферную перегонку до мазута (до 350 °С) и перегонку под вакуумом.

25 Особенности нефти как сырья процессов перегонки Нефть – многокомпонентное сырье с непрерывным характером распределения фракционного состава и соответственно летучести компонентов. Поэтому в нефтепереработке отбирают широкие фракции (°С): бензиновые; керосиновые; дизельные; вакуумный газойль; гудрон. Иногда ограничиваются неглубокой перегонкой нефти с получением остатка (мазута, выкипающего выше 350 °С).

26 Особенности нефти как сырья процессов перегонки Высококипящие и остаточные фракции нефти содержат значительное количество гетероорганических смолисто-асфальтеновых соединений и металлов (ухудшают товарные характеристики продуктов и усложняют дальнейшую переработку дистиллятов).

27 Ректификационные колонны Простые колонны используются для разделения исходной смеси (сырья) на два продукта. Сложные колонны разделяют исходную смесь больше, чем на два продукта: 1-я – ректификационная колонна с отбором дополнительной фракции непосредственно из колонны в виде боковых погонов (1,2,3); 2-я – ректификационная колонна, у которой дополнительные продукты отбираются из специальных отпарных колонн (стриппингов). Сложные колонны ректификации стриппинги 2 1 3

28 Установки первичной переработки нефти Ректификационные установки по принципу действия делятся на периодические и непрерывные. В установках непрерывного действия разделяемая сырая смесь поступает в колонну и продукты разделения выводятся из нее непрерывно. В установках периодического действия разделяемую смесь загружают в куб одновременно и ректификацию проводят до получения продуктов заданного конечного состава.

29 Способы регулирования температурного режима ректификационных колонн Регулирование теплового режима – отвод тепла в концентрационной (укрепляющей) зоне, подвод тепла в отгонной (исчерпывающей) секции колонн и нагрев сырья до оптимальной температуры.

30 Отвод тепла использование парциального конденсатора (кожухотрубчатый теплообменный аппарат; применяется в малотоннажных установках; трудность монтажа) Цилиндрические теплообменники

31 Отвод тепла организация испаряющегося (холодного) орошения (наиболее распространенного в нефтепереработке)

32 Отвод тепла организация неиспаряющегося (циркуляционного) орошения, используемого широко и не только для регулирования температуры наверху, но и в средних сечениях сложных колонн.

33 Подвод тепла в отгонной секции нагрев остатка ректификации в кипятильнике с паровым пространством

34 Подвод тепла в отгонной секции циркуляция части остатка, нагретого в трубчатой печи

35 Установки первичной переработки нефти Ректификацию осуществляют на трубчатых установках: атмосферная трубчатая установка (АТ); вакуумная трубчатая установка (ВТ); атмосферно-вакуумная трубчатая установка (АВТ). Внешний вид установки первичной переработки нефти на Московском НПЗ

36 Установки первичной переработки нефти. Атмосферная трубчатая установка (АТ) Является наипростейшей схемой первичной перегонки нефти. На установках АТ осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Внешний вид атмосферной трубчатой установки

37 Установки первичной переработки нефти. Принципиальная схема АТ трубчатая печь для нагрева куба колонны Для перегонки легких нефтей и фракций до 350 ºС (I) применяют АТ: установки с предварительной отбензинивающей колонной (1) и сложной ректификационной колонной (2) с боковыми отпарными секциями (3) для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции (III, IV, V, VI) и мазут (VII). конденсатор – холодильник

38 Материальный баланс АТ Поступило, % Нефть100 Получено, % на нефть Газ и нестабильный бензин (н. к.-180 ºС)19,1 Фракции ºС7, ºС11, ºС10,5 Мазут52,0 Технологический режим Колонна частичного отбензинивания нефти Атмосферная колонна Температура питания 205ºСТемпература питания 365ºС Температура верха 155 ºСТемпература верха 146ºС Температура низа 240ºСТемпература низа 342ºС Давление 0,5 МПаДавление 0,25 МПа

39 Установки первичной переработки нефти. Вакуумные трубчатые установки (ВТ) Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. При вакуумной перегонке из мазута получают вакуумные дистилляты, масляные фракции и тяжелый остаток – гудрон. Полученный материал используется в качестве сырья для получения масел, парафина, битумов. Остаток (концентрат, гудрон) после окисления может быть использован в качестве дорожного и строительного битума или в качестве компонента котельного топлива. Внешний вид вакуумной трубчатой установки

40 Установки первичной переработки нефти. Принципиальная схема ВТ Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока АТ прокачивается параллельными потоками через печь 2 в вакуумную колонну 1. Смесь нефтяных и водяных паров поступают в вакуумсоздающую систему. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике она разделяется в газосепараторе на газ и жидкость. Газы отсасываются вакуумным насосом 3, а конденсат поступает в отстойник для отделения нефтепродуктов от водяного конденсата. Верхним боковым погоном отбирают фракцию легкого вакуумного газойля (соляра) (II), вторым боковым погоном – широкую газойлевую фракцию (масляную) (III), с низа колонны отбирается гудрон (V).

41 Материальный баланс ВТ Поступило, % Поступило, % на нефть Мазут52 Получено, % на нефть Легкий вакуумный газойль1,2 Вакуумный газойль22,0 Гудрон28,8 Технологический режим в вакуумной колонне Температура питания, ºС395 Температура верха, ºС125 Температура низа, ºС352 Давление наверху абс., кПа8,0 Характеристика вакуумной колонны Диаметр, мЧисло тарелок Верхняя часть6,44 Средняя часть9,010 Нижняя часть4,54

42 Установки первичной переработки нефти. Атмосферно-вакуумная трубчатая установка (АВТ) Атмосферные и вакуум­ные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ). АВТ состоит из следующих блоков: блок обессоливания и обезвоживания нефти; блок атмосферной и вакуумной перегонки нефти; блок стабилизации бензина; блок вторичной перегонки бензина на узкие фракции.

43 Принципиальная схема блока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6 Прямогонные бензины после стабилизации сначала разделяются на 2 промежуточные фракции н. к.-150 ºС и ºС, каждая из которых в дальнейшем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции. Нестабильный бензин из блока АТ поступает в колонну стабилизации. С верха колонны 1 отбираются сжиженные газы. Из стабильного бензина в колонне 2 отбирают фракцию н. к.-105 ºС. В колонне 3 происходит разделение на фракции н. к.-62 ºС и ºС. В колонне 4 происходит дальнейшее разделение на фракции ºС (бензольная) и ºС (толуольная). Остаток колонны 2 направляют на разделение в колонну 5 на фракции ºС и ºС.

44 Технологический режим и характеристика ректификационных колонн блока стабилизации и вторичной перегонки ПоказательНомер колонны Температура, ºС Питания Верха Низа Давление, МПа1,10,450,350,200,13 Число тарелок4060

45 Материальный баланс блока стабилизации и вторичной перегонки бензина Поступило, % на нефть: Нестабильный бензин19,1 Получено, % на нефть Сухой газ (С 1 – С 2 )0,2 Сжиженный газ (С 2 – С 4 )1,13 Фракция С ºС2,67 Фракция ºС6,28 Фракция ºС4,61 Фракция ºС4,21

46 Расходные показатели установки ЭЛОУ-АВТ-6 На 1 тонну перерабатываемой нефти: Топливо жидкое, кг33,4 Электроэнергия, кВт·час10,4 Вода оборотная, м 3 4,3 Водяной пар (1 МПа), кг1,1

47 Материальный баланс перегонки нефти и использование дистиллятов Общий материальный баланс: выход (% мас.) всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100 %. Поступенчатый баланс: за 100 % принимают выход (% мас.) продуктов перегонки на данной ступени (продукты могут быть промежуточные).

48 Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ блок обессоливания и обезвоживания нефти вакуумная колонная атмосферная перегонка блок вторичной перегонки бензина

49 Материальный баланс перегонки нефти и использование дистиллятов Нефть (I) (100 %) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50–300 мг/л и воды 0,5–1,0 % (мас.) Углеводородный газ (II). В легкой нефти (ρ = 0,80– 0,85) – 1,5–1,8 % (мас.). Для тяжелой – 0,3–0,8 % (мас.) Сжиженная головка стабилизации бензина (IV) содержит пропан и бутан с примесью пентанов (0,2–0,3 % мас.), используется для бытовых нужд (сжиженный газ) или в качестве газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

50 Материальный баланс перегонки нефти и использование дистиллятов Легкая головка бензина (V) – фракция бензина Н. К. (начало кипения) – 85 °С (4–6 % мас.); О. Ч.М (октановое число по моторному методу) не более 70. Бензиновая фракция (VI) 85–180 °С. Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава обычно составляет 10–14 % мас. Октановое число (О. Ч.М = 45–55). Керосин (Х): 1) отбор авиационного керосина – фракция 140–230 °С (выход 10–12 % мас.); 2) компонент зимнего или арктического дизельного топлива (фракции 140–280 или 140–300 °С), выход 14–18 % (мас.)

51 Материальный баланс перегонки нефти и использование дистиллятов Дизельное топливо (XI) – атмосферный газойль 180–350 °С (выход 22–26 % мас., если потоком (Х) отбирается авиакеросин или 10–12 % (мас.), если потоком (Х) отбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Легкая газойлевая фракция (XIV) (выход 0,5–1,0 % мас. Легкий вакуумный газойль (XV) – фракция 240– 380 °С, выход этой фракции составляет 3–5 % мас.

52 Первичная прямая перегонка нефти даёт сравнительно мало бензина (выход от 4 до 25 %). Увеличение выхода бензина достигается применением вторичной переработки более тяжёлых нефтяных фракций, а также мазута с помощью деструктивных методов.

53 Список использованных источников chemists. com/forum/viewtopic. php? f=9&t=1024 chemists. com/forum/viewtopic. php? f=9&t=1024 Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти: Уч. пособие для вузов.- Уфа: Гилем, – 672 с. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и газа. – М.: Химия, – 568 с. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. – М.: Техника. ООО «ТУМА ГРУПП», – 384 с.

54 Вопросы для контроля 1. Заполните пропуски: а) вакуумная перегонка нефти является продолжением ________________________________________обессоленной нефти при высоких температурах, что позволяет _____________. б) чем ниже давление, при котором находится жидкость, тем ________ (выше, ниже) ее температура кипения. 2. Бензиновая фракция нефти имеет пределы выкипания: а) ºС; б) ºС; в)выше 350 ºС; г) ºС 3. Процесс ректификации является: а) массообменным; б) каталитическим; в)химическим; г) новым. 4. Из гудрона НЕ получают: а) масла; б) парафины; в)битумы; г) высокооктановые бензины. 5. Разделение нефти на фракции основано на различии: а) по температуре кипения; б) по плотности; в)по молекулярной массе; г) по давлению насыщенных паров. 6. Фракция, имеющая пределы выкипания 240–350 ºС называется: а) бензиновая; б) дизельная; в)лигроиновая; г) мазут. 7. Керосиновая фракция нефти имеет пределы выкипания: а) ºС; б) ºС; в)выше 350 ºС; г) ºС 8. Тяжелый остаток, получаемый при вакуумной перегонке, называется: а) бензин; б) боковой погон; в)флегма; г) гудрон. 9. Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют : а) питательной секцией ; б) кубовой частью; в)укрепляющей зоной; г) отгонной секцией.

Http://www. myshared. ru/slide/616125/

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

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

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

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

Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообраз­ны. Они подразделяются:

Процессы, проводимые с целью повышения выхода легко-кипящих фракций за счет высококипящих (крекинг);

Процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);

Термические процессы, протекающие под воздействиемвысоких температур и давлений;

Каталитические процессы, протекающие под воздействи­ем высоких температур в присутствии катализаторов;

Важнейшими из вторичных процессов является термичес­кий и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 8.1 пред­ставлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.

Http://www. vuzllib. su/books/6756-%D0%9E%D0%B1%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D1%85%D0%B8%D0%BC%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%8F._%D0%A7.2/5-8.3_%C2%A0%D0%9E%D0%B1%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D1%85%D0%B5%D0%BC%D0%B0_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

С целью выбора оптимальных направлений переработки изучены физи-ко-химические характеристики и углеводородный состав нефтей месторож-дений Кумколь, Кенкияк Казахстана. Для увеличения глубины переработки предложен топливно-масляный вариант переработки, позволяющий вырабо-тать максимальное количество моторных топлив и масел.

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

С целью выбора оптимальных направлений переработки изучены физико-химические характеристики и углеводородный состав нефтей месторождений Кумколь, Кенкияк Казахстана. Для увеличения глубины переработки предложен топливно-масляный вариант переработки, позволяющий выработать максимальное количество моторных топлив и масел.

Непрерывный рост добычи углеводородного сырья, связанная с ним необходимость переработки нефтей и рост потребности в моторных топливах и смазочных материалах, а также наличие в Казахстане уникальных масляных нефтей обусловили развитие процессов глубокой, деструктивной переработки сырья в условиях имеющихся в республике нефтеперерабатывающих заводов с получением продуктов улучшенного качества.

В связи с этим приоритетным направлением для развития экономики Казахстана является разработка и внедрение технологий, адаптированных к сырьевым условиям Казахстана и позволяющих перерабатывать тяжелые, вязкие и высокосернистые нефти с получением не только моторных топлив, но и минеральных масел. Как известно, все нефтеперерабатывающие заводы Казахстана работают по топливному варианту, то есть недоиспользуются другие ценные качества нефти, содержащей в своем потенциале в значительном количестве компоненты масел и парафинов. При этом весь потребляемый объем смазочных материалов ввозится, причем с колоссальными затратами на приобретение и транспортировку [1].

Вместе с тем Казахстан располагает уникальнейшим сырьем для производства масел и парафинов, к которому относятся мангышлакские (узенские, жетыбайские) [2], кум-кольские, нефти эмбинского региона [3].

Эффективность строительства маслоблока на базе переработки этих нефтей возрастает в десятки раз, что определяется в основном следующими обстоятельствами: необходимость углубления переработки нефтяного сырья с целью экспортозамещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами; высокое содержание масляных фракций и парафинов в нефтях; существенный дефицит в республике основной продукции маслоблока [4].

Результаты исследований масляных фракций кумкольской и кенкиякской нефтей приведены в работах [5 ,6, 7].

Цель данной работы – составление блок-схем переработки нефтей месторождений Кумколь и Кенкияк и сравнительный расчет материальных балансов установок производительностью в 500 тыс. тонн в год.

Характеристики нефтей, выходы дистиллятов, характеристики отдельных фракций после атмосферно-вакуумной перегонки, выходы продуктов депарафинизации и характеристик масел представлены в табл. 1-4.

Бензиновые фракции имеют низкие значения плотности (743,0 и 747,2) и содержат мало серы. Дизельные фракции парафиновые имеют невысокую вязкость, но повышенные значения температуры помутнения и застывания. В вакуумных газойлях преобладает содержание парафино-нафтеновых и легких ароматических углеводородов, которые, как правило, обладают хорошими вязкостно-температурными свойствами, сумма парафино-

Нафтеновых и легких ароматических углеводородов достигает 85-90 %. Остатки – гудроны отличаются относительно низкими значениями плотности и коксуемости, что связано с незначительным содержанием асфальто – смолистых веществ.

Показатели Нефть месторождения Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Показатели Нефть местрожде-ния Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Показатели Нефть местрожде-ния Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Таблица 4 – Выходы продуктов депарафинизации и характеристика масел

Показатели Вакуумный газойль нефти Кумколь Вакуумный газойль нефти Кенкияк

Наименование Нефть месторождения Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Http://cyberleninka. ru/article/n/shema-pererabotki-neftey-kumkol-i-kenkiyak-po-toplivno-maslyanomu-variantu

Поделиться ссылкой: