Технологическая схема переработки нефти

Технологическая схема переработки нефти на современном нефтеперерабатывающем заводе заключается в следующем.  [1]

Технологическая схема переработки нефти, выбранная для того или иного завода, существенно влияет на объем потребления водорода. Особенно велика потребность в водороде для процессов гидрокрекинга.  [3]

При определении технологической схемы переработки нефти необходимо учитывать особенности района потребления нефтепродуктов, в котором намечается строительство нефтеперерабатывающего завода.  [4]

При существующих технологических схемах переработки нефти кокс, получаемый из сернистых и высокосернистых нефтей, содержит 4 – 6 % серы.  [5]

В последние годы технологические схемы переработки нефти, производства каучука, шин и резинотехнических изделий значительно усложнились, а это требует более квалифицированного обучения обслуживающего персонала правилам техники безопасности. Существующая форма обучения обслуживающего персонала не обеспечивает требуемого уровня знаний безопасных методов труда, хотя на эти цели расходуются большие средства.  [6]

Существует несколько вариантов технологических схем переработки нефти. Однако в общем виде эти схемы могут быть сведены к трем-четырем основным типам: 1) топливная с неглубокой переработкой нефти; 2) топливная с глубокой переработкой нефти; 3) топливно-масляная; 4) топливно-нефтехими-ческая.  [7]

Существует много видоизменений технологических схем переработки нефти способом гидрогенизации: отличаются они как конструкцией используемой аппаратуры, так и условиями и катализаторами, которые при этом применяются.  [8]

Детерминированными на этапе планирования являются лишь технологическая схема переработки нефти и нефтепродуктов и прикрепление поставщиков и потребителей к отдельным предприятиям отрасли.  [9]

Из приведенной характеристики нефтей видно, что технологические схемы переработки нефтей горизонтов Дг и Дг / должны быть различны. Шкаповская нефть горизонта Д1у как менее сернистая и смолистая, должна перерабатываться по масляной схеме с получением легких дистиллятов топлив без дополнительной очистки. Шкаповскую нефть горизонта Дг более сернистую и смолистую, следует перерабатывать по топливной схеме. При этом дистилляты, соответствующие по фракционному составу дизельному топливу типа летнее, так же, как и продукты вторичной переработки, необходимо подвергать обессериванию.  [10]

Особенности нефтеперерабатывающих предприятий заключаются в том, что технологическая схема переработки нефти включает большое число сложных химических и физических процессов, некоторые из которых идут при высоких температурах и давлениях. Процессы протекают в закрытых аппаратах и строго регламентированы. Соблюдение технологических регламентов необходимо для получения продукции с заранее определенными свойствами и требуемого качества. Аппаратурный характер производственных процессов, широкое использование средств контроля и автоматики определяют особенности в затратах труда рабочих нефтеперерабатывающих предприятий. Участие рабочих в производственном процессе здесь принимает форму активного наблюдения. На нефтеперерабатывающих предприятиях исключается физическое воздействие рабочего на предмет труда.  [11]

Особенности нефтеперерабатывающих предприятий заключаются в том, что технологическая схема переработки нефти включает большое число сложных химических и физических процессов, некоторые из них протекают при высоких температурах и давлениях. Процессы осуществляются в закрытых аппаратах и строго регламентированы. Соблюдение технологических регламентов необходимо для получения продукции с заданными свойствами и требуемого качества.  [12]

Особенности нефтеперерабатывающих предприятий заключаются в том, что технологическая схема переработки нефти вк / ючает большое число сложных химических и физических процессов, некоторые из них протекают при высоких температурах и давлениях. Процессы осуществляются в закрытых аппаратах и строго регламентированы. Соблюдение технологических регламентов необходимо для получения продукции с заданными свойствами и требуемого качества.  [13]

В главе 1 рассмотрены основные принципы выбора направления и технологической схемы переработки нефти на АВТ, даны методики определения качества смеси нефтей, ассортимента продукции и материального баланса установки.  [14]

Количество производственных сточных вод зависит от вида перерабатываемого сырья и от технологической схемы переработки нефти, а также от производительности завода; еще в большей степени оно зависит от схемы водоснабжения.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id497068p1.html

Обессоленная и обезвоженная нефть сырьевым насосом двумя потоками прокачивается через теплообменники, где подогревается за счет тепла отходящих продуктов (керосиновой, дизельной фракций, масляными дистиллятами и гудроном). С температурой 220-230 о С поступает в отбензинивающую колонну К-1, температура низа которой поддерживается за счет горячей струи. Сверху К-1 отбирается фракция бензина с концом кипения до 110-120 о С. Бензиновый поток сверху К-1 частично направляется на орошение верха колонны К-1, а балансовое количество подается в колонну стабилизации К-4. Сверху К-4 отбирается сухой газ и рефлюкс, а снизу

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1, Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы.

Стабильный бензин поступает в стабилизационную колонну К-6. Частично отбензиненная нефть снизу К-1 насосом прокачивается через печь атмосферного блока П-1 и при температуре 350-360 о С поступает в основную ректификационную колонну К-2. Сверху К-2 отводится оставшаяся бензиновая фракция с концом кипения 180 о С. Боковыми погонами выводятся керосиновая (180-240 о С) и дизельная (240-350 о С) фракции. Мазут снизу К-2 насосом прокачивается через печь вакуумного блока П-2 и подается в вакуумную колонну К-5. В К-5 получают четыре масляные фракции и гудрон. Сверху К-2 организовано холодное орошение бензиновой фракцией (на рисунке не показано), а балансовое количество поступает в колонну вторичной перегонки бензина К-6. В К-6 сверху отбирается узкая бензиновая фракция н. к.- 85 о С, а остаток поступает во вторую колонну вторичной перегонки К-7, где сверху отбирается фракция 85-120 о С, а снизу – 120 о С – к. к. В низ К-2 и К-5 подается водяной пар. В низ К-4, К-6 и К-7 подается горячее орошение с помощью кипятильников с паровым пространством.

Особенность данной установки – комбинирование блоков подготовки нефти к переработке (ЭЛОУ), первичной перегонки нефти (АТ), вторичной перегонки широкой бензиновой фракции на более узкие. Узкие бензиновые фракции в дальнейшем используются для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов). На установке применяются колонны с S-образными, решетчатыми и клапанными тарелками, вертикальные и горизонтальные печи с двухсторонним облучением труб, холодильная аппаратура воздушного охлаждения с доохлаждением в водяных конденсаторах-холодильниках, закрытая система создания вакуума.

Сырая нефть, содержащая растворенные газы, воду и соли, двумя потоками через сырьевые теплообменники подается в электродегидраторы (на схеме не показаны). На входе сырьевых насосов в нефть вводят деэмульгатор и раствор щелочи. Четыре пары параллельно работающих электродегидраторов обеспечивают необходимую глубину подготовки нефти для первичной переработки. Ректификационный блок нефти состоит из предварительной отбензинивающей колонны (1), основной ректификационной колонны (3) с отпарными стрипинг – секциями (4,13), через которые отводятся фракции керосина и дизельного топлива, и колонны стабилизации (5). Блок вторичной перегонки широкой бензиновой фракции состоит из трех колонн (6,7,8), где предусмотрено разделение широкой бензиновой фракции на более узкие в качестве сырья процесса риформинга с целью получения бензола, толуола и ксилолов, также высокооктанового бензина. С верху всех колонн предусмотрено холодное орошение. В низ основной ректификационной колонны и стрипинг-секции подается водяной пар. Температура низа отбензинивающей колонны, колонны стабилизации и колонн вторичной перегонки бензина поддерживается за счет горячей струи, подаваемой через печь.

Http://studfiles. net/preview/2180877/page:2/

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

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.

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

Http://www. coolreferat. com/%D0%9F%D1%80%D0%BE%D1%86%D0%B5%D1%81%D1%81%D1%8B_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B2%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%B9_%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

Сырая нефть поступает на установку первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 с блоком вторичной перегонки бензина и блоком защелачивания керосиновой фракции 120 – 240 о С.

· нк – 62 о С – имеет достаточное высокое октановое число. Октановое число прямогонного бензина можно определить по формуле предложенной в БашНИИ НП: ОЧМ = 250,9 – 281*с4 20 , ОЧМ = 250,9 – 281*0,6298 = 73,9. Но для увеличения выхода высокооктановых компонентов направим эту фракцию на установку изомеризации;

· 62 – 85 о С – выводим в товарно-сырьевой парк. ОЧМ = 250,9 – 281*0,6865 = 58, содержание серы – отсутствие, содержание парафиновых углеводородов – 69%, в том числе н-парафинов 42%, изопарафинов 27%, нафтенов 28%, ароматики 3%;

· 85 – 120 о С – сырье установки каталитического риформинга. ОЧМ = 42,5, содержание серы – отсутствие, преимущественно во фракции содержатся парафиновые углеводороды нормального строения – 67%, нафтенов – 27%, ароматики – 6%;

· 240 – 350 о С – сырье установки гидроочистки, после гидроочистки можно использовать как летнее дизельное топливо;

Основное назначение установки выработка высокооктанового компонента автобензина – изомеризата (октановое число 82 – 90 по ИМ). Для получения изомеризата с более высоким октановым числом необходимо из сырьевой фракции выделить фракции состоящие преимущественно из пентанов и фракцию состоящую преимущественно из гексанов. Другим важным свойством (по мимо октанового числа) изомеризата является его меньшее, по сравнению с бутанами, давлением насыщенных паров, что уменьшает потерю бензина от испарения при хранении и применении.

Сырьем установки служат тяжелые нефтяные остатки (гудроны, тяжелые газойли вторичного происхождения). На установке получаются следующие продукты:

· газ содержит до 25 – 30% непредельных газообразных углеводородов, поэтому его можно использовать, как сырье для нефтехимии;

· бензины термодеструктивных процессов характеризуются высоким содержанием непредельных углеводородов (особенно диенов), сернистых соединенений и ароматических углеводородов при значительной концентрации парафиновых углеводородов нормального строения. Поэтому такие бензины имеют низкие октановые числа и низкую химическую стабильность (вызванную наличием непредельных углеводородов). По этим причинам вовлечение крекинг-бензинов в товарные топлива нежелательно. Вместе с тем легкие бензиновые фракции (нк – 85 о С) имеют достаточно высокие октановые числа (72,4 – 78,8 по ММ) с умеренным содержанием сернистых соединений и ароматических углеводородов. В связи с этим вовлечение легких бензиновых фракций термодеструктивного происхождения в товарные топлива возможно. В данной схеме переработки нефти предусмотрим вариант вывода фракции нк – 85 о С в ТСП на смешение. Тяжелый бензин фракция 85 – кк направим на установку каталитического риформинга;

· кокс – применяется при изготовлении электродов для металлургической промышленности.

Основное назначение установки получение зимнего дизельного топлива из тяжелого сырья.

Процесс осуществляется по безостаточной двухстадийной технологии. На первой стадии – на аморфном алюмоникельмолибденовом катализаторе, на второй – на цеолитсодержащем катализаторе.

Легкий бензин (нк – 85 о С) имеет октановое число 79 – 81 по ММ и 82 – 84 по ИМ, тяжелый бензин (85 – 165 о С) 56 – 58 и 60 – 62 соответственно. Поэтому легкий бензин выводится в товарный парк на смешение, а тяжелый бензин на установку каталитического риформинга.

Сырьем установки является вакуумный газойль 350 – 500 о С. На установке вырабатываются – газ богатый изобутаном, компонент высокооктанового бензина, легкий газойль после гидроочистки используется как компонент летнего дизельного топлива, тяжелый газойль выводится с установки в товарный парк как компонент котельного топлива.

После гидроочистки получается летнее дизельное топливо марки Л с содержанием серы не более 0,2% мас.

На установке из низкооктановых бензиновых фракций, в результате протекания реакций дегидрирования и дегидроциклизации, получают высокооктановый, ароматизированный компонент автобензина. Кроме того, на установке вырабатывают дешевый водород содержащий газ.

Сырьем установки служат низкооктановые фракции вырабатываемые на заводе, т. е. бензиновые фракции с установок: ЭЛОУ-АВТ (85 – 120 о С), замедленного коксования (85 – кк), гидрокрекинга (85 – 165 о С) и бензин-отгон с установки гидроочистки дизельного топлива.

Сырьем установки ББФ с установки каталитического крекинга. Процесс позволяет получать ценный компонент высокооктановых бензинов – алкилат (технический изооктан).

Так как в схеме завода имеется установка гидрокрекинга и установка каталитического крекинга с блоком гидроочистки (типа Г-43-107), то в схему необходимо включить установку по производству водорода, для обеспечения этих производств водородом.

Для выделения из заводских газов ценных компонентов (этилен, пропилен, бутан, изобутан, бутены) необходима установка ГФУ. Кроме того на установке получаются – сухой газ (используется как технологическое топливо), пропан – пропиленовая, бутан – бутиленовая и др. газовые компоненты.

Http://vuzlit. ru/735664/opisanie_tehnologicheskoy_shemy_pererabotki_mamontovskoy_nefti

Просим использовать работы, опубликованные на сайте, исключительно в личных целях. Публикация материалов на других сайтах запрещена.

Данная работа (и все другие) доступна для скачивания совершенно бесплатно. Мысленно можете поблагодарить ее автора и коллектив сайта.

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

Характеристика вакуумных дистилляторов и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет основных аппаратов (реактора, колонны разделения продуктов крекинга, емкости орошения) установки каталитического крекинга.

Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

Характеристика основных продуктов, полученных при первичной перегонке нефти. Описание установок по переработке Мамонтовской нефти. Материальные балансы завода по переработке, технологическая схема установки. Описание устройства вакуумной колонны.

Общая схема и этапы переработки нефти. Процесс атмосферно-вакуумной перегонки. Реакторный блок каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга, ее назначение. Очистка и переработка нефти, этапы данного процесса, его автоматизация.

Физико-химические основы процесса каталитического крекинга. Дистиллятное сырье для современных промышленных установок каталитического крекинга. Методы исследования низкотемпературных свойств дизельных фракций. Процесс удаления из топлива парафина.

Схема переработки нефти. Сущность атмосферно-вакуумной перегонки. Особенности каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга с периодической регенерацией катализатора компании Shell. Определение качества бензина и дизельного топлива.

Технологическая схема каталитического крекинга. Выбор и описание конструкции аппарата реактора для получения высокооктановых компонентов автобензинов из вакуумных газойлей. Количество катализатора и расход водяного пара. Параметры реактора и циклонов.

Описание технологической схемы установки каталитического крекинга Г-43-107 (в одном лифт-реакторе). Способы переработки нефтяных фракций. Устройство и принцип действия аппарата. Назначение реактора. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтехимии.

Анализ влияния технологических режимов на количество и качество продукции. Оптимальные режимы работы установок каталитического крекинга по критерию снижения себестоимости переработки. Управленческие промышленные технологии, технологии управления данными.

Каталитический крекинг как крупнотоннажный процесс углубленной переработки нефти. Количество катализатора и расход водяного пара, тепловой баланс. Расчет параметров реактора и его циклонов. Вычисление геометрических размеров распределительного устройства.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/c00478907.html

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

^ I—нефть; II — дистиллятные фракции; III – водяной пар; IV – затемненный продукт; V – мазут; VI – гудрон; VII – вода;

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.

1—нефть; II — легкий стабильный бензин; III—сжиженный газ; IV—углеводородный газ; V— тяжелый бензин; VI—водяной пар; VII—керосин; VIII – легкое дизельное топливо; IX—тяже­лое дизельное топливо; X—легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII легкий масляный дистиллят; XIII средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV гудрон (на деасфальтизацию); XVI— широ­кая масляная фракция; XVII—утяжеленный гудрон (асфальт).

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержа­нию целевых компонентов): бензиновые н. к. — 140 (180) 0 С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0 С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0 С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.

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

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

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

Http://do. gendocs. ru/docs/index-142548.html

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

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.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является Перегонка

. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся 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 одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти 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.

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.

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 массообмена 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 низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. 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.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в Насадочных колоннах

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 тарелке 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.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически 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.

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 нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.

Углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

Бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

Керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315°С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

Дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 -350 С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

Гудрон (остаток атмосферно – вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

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

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение – наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами – воздействию электрического поля высокого напряжения.

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1, Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы

– рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т. п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. Привыборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 – печи; КХ-1 – КХ-4 – конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII – гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

– типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

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 % масс.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15 % мас.) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках AT 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 % мае.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, необходимость более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2 % мае), бензиновых фракций (до 20-30 % мае.) и фракций до 350 °С (50-60 % мае.) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратного 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% мае 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 фракции, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками двухколонной AT более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т. д.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций (головной (н. к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С)) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н. к. 85 °С) и широкой (85-180 °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 °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

. Например, 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 °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 я в остатке гудрона.

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

Пользуясь, кривой истинных температур кипения (ИТК) сырья, устанавливают выходы продуктов перегонки в процентах на сырье исходя из выбранных пределов выкипания фракций. На рисунке 3 представлен пример установления выходов фракций и их показатели качества. После этого составляется материальный баланс установки в виде таблицы 2 [1].

В показатели выхода, определенные по ИТК, вносится поправка на реальный отбор от потенциала. Для газов C1

Он составляет 0,98; фракции н. к. -62 °С — 1,05; фракции 62-180 °С — 0,98-0,99; керосиновой фракции — 0,97; дизельной фракции — 0,95; вакуумных дистиллятов — 0,8. Величины, выраженные в т/год, т/сут, кг/ч, подсчитываются из заданной годовой мощности установки, исходя из числа рабочих суток в году. Время, отводимое на ремонт оборудования, можно принимать в пределах 20-25 суток в год, тогда число рабочих дней в году составит 340-345.

Мощность установок ATи АВТ может составлять от 2 до 12 млн. т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т. д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже.

Таблица 2 – Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) нефтей.

Http://2dip. su/%D1%80%D0%B5%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%82%D1%8B/264305/

Допущено Министерством образования Российской Федерации в качестве учебного пособия для студентов втузов, обучающихся по специальности 25.04 “Химическая

Настоящий альбом принципиальных технологических схем является пособием для студентов вузов, обучающихся по специальности «Технология переработки нефти и газа», а также по смежным специальностям. Альбом, не подменяя соответствующих учебников и монографий, позволяет исполнителям курсовых проектов глубже уяснить основы технологических процессов, лучше обосновать выбранные схемы и их аппаратурное оформление и более продуманно и успешно составить пояснительную записку. Все это будет способствовать повышению профессиональной подготовки будущих мо-лодых специалистов.

В альбом включены технологические схемы процессов для получения дистиллятных моторных топлив, смазочных материалов, твердых углеводородов — парафинов и церезинов, нефтяного кокса и битума, технического углерода (сажи), водорода на основе каталитической конверсии легких углеводородов, некоторых видов нефтехимического сырья (этилен, жидкие парафины), серы и т. д. В альбом не вошли схемы установок нефтехимических производств вследствие многообразия технологических процессов в данной области, их специфики и зачастую комплексности. Рассмотрены только несколько процессов данного профиля, в основном относящихся к подготовке нефтяного сырья. Число процессов и способов проведения их весьма значительно. Авторы стремились собрать технологические схемы типичных и современных процессов; число вариантных схем ограничено.

Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов

Установка атмосферной перегонки нефти (Р. Б. Гун, А. И. Львова, Б. И. Бондаренко)

Атмосферно-вакуумная установка с секцией вторичной перегонки бензина (Р. Б. Гун)

Установка двухступенчатой вакуумной перегонки мазута (Б. И. Бондаренко)

Установка вакуумной перегонки для разделения масляных фракций гачей и петролатумов (Б. И. Бондаренко)

Установки деструктивной перегонки мазутов и гудронов (Б. И. Бондаренко)

Установка термического крекинга для производства термогазойля (Т. Г. Гюльмисарян)

Установка замедленного коксования в необогреваемых камерах (Г. П. Клокова)

Установка непрерывного коксования в псевдоожиженном слое кокса (термоконтактный крекинг) (Г. П. Клокова)

Установка риформинга со стационарным слоем катализатора (О. Ф. Глаголева)

Установка риформинга с движущимся слоем платинового катализатора (О. Ф. Глаголева)

Установка каталитической изомеризации пентанов и гексанов (Б. П. Туманян)

Установка гидроочистки дистиллята дизельного топлива (Б. П. Туманян)

Установка гидрокрекинга в стационарном слое катализатора (Б. П. Туманян)

Установка гидрокрекинга с псевдоожиженным слоем катализатора (Ал. А. Гуреев)

Установка гидроочистки керосина с применением высокотемпературной сепарации (Б. И. Бондаренко)

Установка очистки углеводородных газов от сероводорода раствором этаноламина (Б. Д. Киселев)

Установка сернокислотного алкилирования изобутана бутиленами (Г. В. Урбан)

Установка для производства водорода методом паровой каталитической конверсии легких углеводородов (Ал. А. Гуреев)

Установка одноступенчатой деасфальтизации гудронов жидким пропаном

Установка двухступенчатой деасфальтизации гудронов жидким пропаном

Установка очистки нефтяных масляных фракций фенолом (О. Г. Сусанина)

Установка очистки нефтяных масляных фракций фурфуролом (Л. М. Маркова)

Установка очистки нефтяных остатков парными растворителями без предварительной деасфальтизации сырья (О. Г. Сусанина)

Установка депарафинизации с применением кристаллизатора смешения

Отделение регенерации растворителей из растворов депарафинированного масла, гача или петролатума

Установка карбамидной депарафинизации ИНХП АН АзССР и ВНИПИнефти

Установка карбамидной депарафинизации ГрозНИИ и Грозгипронефтехима

Установка непрерывной адсорбционной очистки масляного сырья (Л. М. Маркова)

Установка контактной доочистки масел отбеливающими землями (Т. И. Сочевко)

Общая характеристика технологических стадий и процессов производства смазок

Установка периодического производства мыльных и углеводородных смазок

Установка периодического производства мыльных смазок с применением контактора

Технологическая схема производства технического углерода термическим разложением и гранулирования «мокрым» способом (Т. Г. Гюльмисарян)

Установка производства серы из технического сероводорода (Г. И. Глазов)

Установка производства серной кислоты из сероводорода (Г. И. Глазов)

Комбинированные установки производства нефтепродуктов (Г. И. Глазов)

Приложение. Материальные балансы процессов. Качество сырья и продуктов (Б. И. Бондаренко)

Http://www. twirpx. com/file/84981/

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

^ I—нефть; II — дистиллятные фракции; III – водяной пар; IV – затемненный продукт; V – мазут; VI – гудрон; VII – вода;

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.

1—нефть; II — легкий стабильный бензин; III—сжиженный газ; IV—углеводородный газ; V— тяжелый бензин; VI—водяной пар; VII—керосин; VIII – легкое дизельное топливо; IX—тяже­лое дизельное топливо; X—легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII легкий масляный дистиллят; XIII средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV гудрон (на деасфальтизацию); XVI— широ­кая масляная фракция; XVII—утяжеленный гудрон (асфальт).

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержа­нию целевых компонентов): бензиновые н. к. — 140 (180) 0 С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0 С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0 С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.

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

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

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

Http://rudocs. exdat. com/docs/index-274469.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.

Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях;

2. Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц;

3. Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами;

4. Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах.

Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АТБ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем пароподогревателе до температуры 150-160°C, сливается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, сверху выводиться частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2 , поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводиться с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис.1).

1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти

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

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

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

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

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

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

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

Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ºС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5).

Http://www. litsoch. ru/referats/read/333425/

Добавить комментарий