Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических процессах (установках, цехах), предназначенных для получения различных компонентов или ассортиментов товарных нефтепродуктов. [c.108]
При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55 -60 % масс, и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30-35 % масс. [c.108]
При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70 – 90 % масс. [c.108]
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних подбирают обычно нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учетом их качества. [c.108]
Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев – выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза. [c.108]
Выбор конкретного направления, соответственно схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов обусловливается прежде всего качеством нефти, ее отдельных топливных и масляных фракций, требованиями на качество товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического района. [c.109]
Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т. д. Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т. д. Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис. 3.3), а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов. Справочный материал с подробными данными по физико-химическим свойствам отечественных нефтей, имеющих промышленное значение, приводится в многотомном издании Нефти СССР (М. Химия). [c.109]
Http://chem21.info/article/136153/
1 256 Учебное издание ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА Кузьмина Р. И., Ветрова Т. К. Ответственный за выпуск Ю. В. Иванова Технический редактор О. А. Панина Компьютерная верстка С. В. Кудрявцев Изд. лиц. ЛР от г. Подписано в печать Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Гарнитура «Times». Печать офсетная. Усл. печ. л.. Уч. изд. л.. Тираж 100 экз. Заказ Саратов, Отпечатано в типографии ООО «Фиеста2000» , Саратов, 7я Дачная, помещение Картпредприятия Саратовский государственный университет им. Н. Г.Чернышевского Кузьмина Р. И., Ветрова Т. К. ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА Саратов 2010
2 УДК ББК К29 К29 Кузьмина Р. И., Чудакова Е. В., Ветрова Т. К., Карпачев Б. А. Технология переработки нефти и газа Саратов: Издво Научная книга, с. ISBN В учебном пособии обобщен материал по современному состоянию нефтедобывающего комплекса, процессам термической и каталитической переработки нефти и газа. Особое внимание уделено основным технологическим параметрам процессов нефтепереработки и их модернизации с целью получения высококачественных товарных продуктов. Издание предназначено для студентов и аспирантов будущих специалистов в области переработки природных энергоносителей, а также для работников нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. 2 Табл. 17. Библиогр.: 38 назв. Рекомендует к печати: Доктор химических наук, профессор Г. М. Сидоров (Уфимский государственный нефтяной технический университет) Авт орский коллектив : Кузьмина Р. И., Ветрова Т. К. Печатается по решению ученого совета учебнонаучного комплекса по химическим наукам Саратовского государственного университета УДК ББК ISBN Авторы, 2010 типа «Мерокс», основанными на экстракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации меркаптидсодержащих щелочных растворов. Одной из острейших на НПЗ России является проблема быстрейшего обновления и модернизации устаревшего оборудования, машин и отдельных процессов с доведением их до современного мирового уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, замена физически и морально устаревших технологических процессов на более совершенные в техническом и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефтяного сырья. Исходя из изложенного выше, с учетом ключевых проблем отечественной нефтепереработки на перспективу можно сформулировать следующие основные задачи: существенное углубление переработки нефти на основе внедрения малоотходных технологических процессов производства высококачественных экологически чистых моторных топлив из тяжелых нефтяных остатков как наиболее эффективного средства сокращения ее расхода; дальнейшее повышение и оптимизация качества нефтепродуктов; 249
3 254 Для заметок СОДЕРЖАНИЕ Введение 5 Глава 1. Историческое развитие и современное состояние 10 нефтяной и газовой промышлен ности 1.1. Развитие нефтяной и газовой промышленности Развитие нефтеперерабатывающей 13 промышленности 1.3. Значение горючих ископаемых в мировой 21 экономике Глава 2. Химия нефти Происхождение и добыча нефти Общие свойства и классификация 47 нефтей 2.3. Образование основных классов углеводородов 56 нефти 2.4. Свойства нефти и нефтепродуктов 61 Глава 3. Термические процессы переработки нефти Термический крекинг углеводородов Пиролиз углеводородного сырья Процесс коксования 79 Глава 4. Термокаталитические процессы переработки 80 нефти и газа 4.1. Каталитический крекинг Катализаторы крекинга Каталитический крекинг в промышленности 100 Глава 5. Риформинг способ получения бензина с 102 улучшенными характеристиками 5.1. Физикохимические основы процесса риформинга 107 3
4 5.2. Условия каталитического риформинга 114 и основные модификации процесса 5.3. Безводородный риформинг Процесс "КАТРИФАТ" 149 Глава 6. Изомеризация углеводородов Закономерности реакции изомеризации 160 парафиновых углеводородов 6.2.Роль водорода в осуществлении реакции 175 изомеризации парафиновых углеводо родов 6.3.Дезактивация алюмоплатиновых катализаторов 180 углеродистыми отложениями 6.4.Катализаторы изомеризации парафиновых 185 углеводородов 6.5.Основные принципы технологии процесса 194 изомеризации парафиновых углево дородов Глава 7. Экологизация технологии в нефтепереработке Основные тенденции и современные 210 проблемы производства высококачественных моторных топлив 7.2. Современное состояние и тенденции 234 развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России Используемая литература Камнева А. И., Платонов В. В. Теоретические основы химической технологии горючих ископаемых. М.: Химия, с. 28. Печуро Н. С., Капкин В. Д., Лесин О. Ю. Химия и технология синтетического жидкого топлива и газа. М.: Химия, с. 29. Гуреев А. А., Азев В. С. Автомобильные бензины. Свойства и применение. М.: Нефть и газ, с. 30. Бекиров Т. М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, с. 31. Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти. М.: Фэн, с. 32. Касперович А. Г., Новопашин В. Ф., Магарил Р. З., Пестов А. К. Промысловая подготовка и переработка газоконденсатов. Тюмень, с. 33. Грудников И. Б. Производство нефтяных битумов. М.: Химия, с. 34. Гюльмисарян ТТ., Гилязетдинов Л. М. Физикохимические основы технологии переработки нефти. М.: Химия, с. 35. Рябов В. Д. Химия нефти и газа. М.: Нефть и газ, с. 36. Фук И. Г, Матищев В. А. Иллюстрированные очерки по истории российского нефтегазового дела. Ч. I, П, Ш. М.:Нефть и газ, Абросимов А. А. Экология переработки углеводородных систем. М.: Химия, с. 38. Абызгильдин А. Ю., Руднев Н. А. Гуреев А. А., Абызгильдин Ю. М. Графические модели процессов переработки нефти и газа. М.: Химия, с. 253
5 14. Александров И. А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, с. 15. МаслянскийГ. Н., Шапиро Р. Н. Каталитический риформинг бензинов. Л.: Химия, с. 16. Радченко Б. Д., Нефедов Б. К., Алиев P. P. Промышленные катализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. М.: Химия, с. 17. Промышленные установки каталитического риформинга / Под ред. ГЛ. Ластовкина. Л.: Химия, с. 18. Левинтер М. Е., Ахметов С. А. Глубокая переработка нефти. М.: Химия, с. 19. Терентьев Г. А., Тюков В. М., Смоль Ф. В. Моторные топлива из альтернативных сырьевых ресурсов. М.: Химия, с. 20. Танатаров М. А., Ахметшина М. Н., Фасхутдинов Р. А., Волошин Н. Д., Золотарев П. А. Технологические расчеты установок переработки нефти. М.: Химия, с. 21. Гейтс Б., Кейтцир Дж., Шуйт Г. Химия каталитических процессов. М.: Мир, с. 22. Войцеховский Б. В., Корма А. Каталитический крекинг. Катализаторы, химия, кинетика. М.: Химия, с. 23. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение / Под ред. В. М. Школьникова. М.: Техинформ, с. 24. Капустин В. М., Кукес СТ., Бертолусини Р. Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, с. 25. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. М.: Химия, с. 26. Сафиева Р. З. Физикохимия нефти. Физикохимические основы технологии переработки нефти. М.: Химия, с. 252 ВВЕДЕНИЕ Нефть и продукты ее естественного выхода на земную поверхность асфальты и битумы давно известны человечеству. Их использовали в Вавилоне и в Византии как зажигательную смесь. С конца 18 века керосин стал использоваться для освещения жилищ и улиц, а с 19 века, с изобретением двигателя внутреннего сгорания, нефтепродукты стали основными видами топлива для различных транспортных средств. В настоящее время экономика государства зависит от нефти больше, чем от любого другого продукта. К достоинствам нефти и газа как источника энергии относятся сравнительно невысокая стоимость добычи, возможность безотходной переработки с получением многообразных видов топлива и химического сырья. Однако ресурсы нефти и газа ограничены. Они значительно меньше, чем запасы угля, горючих сланцев и битуминозных песков. В то же время добыча нефти и газа значительно превышает добычу других горючих ископаемых. В связи с этим все чаще высказывается точка зрения об исчерпаемости мировых нефтяных запасов к концу 21 века. 5
6 6 Важной задачей нефтеперерабатывающей промышленности является обеспечение потребностей страны в энергоносителях, моторных топливах и смазочных маслах, а также сырья для нефтехимии. Анализ тенденций развития мирового рынка производства и потребления продуктов нефтепереработки показывает, что основная доля приходится на транспортное топливо (5052%) и энергоносители (бытовое и промышленное топливо) (3538%). Ситуация практически не изменится вплоть до 2010 года. Однако наметились принципиальные изменения в структуре производимых нефтепродуктов: если в гг. сумма легких и средних дистиллятных продуктов составляла 6061%, то в 1995 г. она уже была 72% и к 2010 году достигнет 85%. Основная тенденция развития мировой нефтепереработки будет состоять в создании крупных мощностей глубокой переработки на базе современных, достаточно отработанных в промышленном масштабе энергосберегающих технологий. Так, разработанные в настоящее время ведущими фирмами (UOL, SHELL, AKZONOBEL., LUMMUS, TEXACO, Institut Franais du Petrole etc) технологии позволяют достигнуть глубины переработки нефти 90% и более. Однако создание современных нефтеперера Используемая литература 1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, с. 2. Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа: 4.1. М.: Химия, с. 3. СмидовичЕ. В. Технология переработки нефти и газа: 4.2. М.: Химия, с. 4. Черножуков Н. И. Технология переработки нефти и газа: Ч. З. М.: Химия, с. 5. Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г. А. Ластовкина, Б. Д. Радченко, М. Г. Рудина. М.: Химия, с. 6. Химия нефти и газа /Под ред. В. А. Проскурякова, А. Б. Дробкина. Л.: Химия, с. 7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. Л.: Химия, с. 8. Гуреев А. А., Фукс И. Г., Лашхи В. Л. Химмотология. М.: Химия, с. 9. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. м.: Техника, 2001, 384 с. 10. Жоров Ю. М. Термодинамика химических процессов: Справочник. М.: Химия, с. 11. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа / Под ред. Б. И. Бондаренко. М.: Химия, с. 12. Крекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах / Под ред. С. А. Хаджиева. М.: Химия, с. 13. Химическая технология твердых горючих ископаемых / Под ред. Г. Н.Макарова и Г. Д. Харламповича. М.: Химия, с. 251
7 дальнейшее повышение эффективности технологических процессов и НПЗ за счет технического перевооружения производств, совершенствования технологических схем, разработки и внедрения высокоинтенсивных ресурсо и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов; опережающее развитие производства сырьевой базы и продукции нефтехимии; освоение технологии и увеличение объема переработки газовых конденсатов, природных газов и других альтернативных источников углеводородного сырья и моторных топлив. Развитие отрасли будет реализовываться на основе укрупнения единичных мощностей энерготехнологического лированные топлива) предусматривают достаточно резкое комбинирования процессов и комплексной автоматиза изменение компонентного состава, а также ограничения ции с применением ЭВМ с обеспечением требуемой эколо содержания ароматических углеводородов (особенно бен гической безопасности производств. Эти направления являются генеральной линией технической политики нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в стране. 250 батывающих комплексов требует больших капитальных и энергетических затрат. Стоимость строительства одного современного нефтеперерабатывающего завода мощностью 12 млн. т по сырью, предусматривающего комплексную переработку нефти, составляет 11,5 млрд. долларов США, а комплекса, обеспечивающего глубокую переработку и выпуск высококачественных нефтепродуктов оценивается 2,22,7 млрд. долларов США. В мировой нефтепереработке наметилась четкая тенденция повышения качества моторных топлив в направлении обеспечения их экологической безопасности при применении. Введенные в США и некоторых странах Европы новые стандарты на моторные топлива (реформу зола), серы, азота, высококипящих фракций. Современные отечественные процессы производства моторных топлив направлены на углубление переработки нефти с целью увеличения объемов производства топлив при экономии сырьевых ресурсов, на производство экологически безопасных дизельных топлив и некоторое качественное изменение состава бензинового фонда. 7
8 Однако чтобы достигнуть показателей моторных топлив в соответствии с новыми стандартами потребуются значительные инвестиции в технологическую перестройку структуры нефтепереработки. Так, решение задачи снижения ароматических углеводородов в бензинах при неизменном октановом числе (или с его повышением) и сохранения объема производства при сужении фракционного состава потребует создания новых производств. Основным направлением следующего этапа развития нефтепереработки будет превращение процессов алкилирования и изомеризации из малотоннажных в базовые с целью резкого (в 510 раз) производства изопарафинов, необходимых для выпуска реформулированных бензинов. Для России в современных условиях особое значение проблем отечественной нефтепереработки на перспективу приобретают мало затратные новые технологии, по можно сформулировать следующие основные задачи: зволяющие эффективно использовать сырье в переработке существенное углубление переработки нефти на нефти, обеспечивающие повышение качества и снижение энерго и материалоемкости выпускаемой продукции. Повидимому, в последующие 1015 лет эффективная схема нефтепереработки в России должна обеспечить: производство 6065% моторных топлив и порядка 1012% сырья для нефтехимии при глубине переработки 8 типа «Мерокс», основанными на экстракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации меркаптидсодержащих щелочных растворов. Одной из острейших на НПЗ России является проблема быстрейшего обновления и модернизации устаревшего оборудования, машин и отдельных процессов с доведением их до современного мирового уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, замена физически и морально устаревших технологических процессов на более совершенные в техническом и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефтяного сырья. Исходя из изложенного выше, с учетом ключевых основе внедрения малоотходных технологических процессов производства высококачественных экологически чистых моторных топлив из тяжелых нефтяных остатков как наиболее эффективного средства сокращения ее расхода; дальнейшее повышение и оптимизация качества нефтепродуктов; 249
9 изза удаленности промыслов от транспортных магистралей. Сложные проблемы возникают при переработке газовых конденсатов и легких нефтей Прикаспийской низменности (Оренбургская, Уральская, Гурьевская и Астраханская области). Характерная особенность химического состава газовых конденсатов это наличие в них аномально высоких концентраций меркаптановой серы в пределах 0,10,7 % масс, при содержании общей серы до 1,5 %. Этот показатель позволяет выделить сернистые газовые конденсаты и сопутствующие им легкие нефти в особый класс меркаптансодержащего нефтяного сырья, которое недопустимо, однако, смешивать с традиционными нефтями. Ожидаемый объем поставки на НПЗ таких видов сырья (карачаганакский и оренбургский газоконденсаты, жанажольские и тенгизские легкие нефти) до 2000 г. составил около 25 млн т/год. Меркаптансодержащие виды нефтяного сырья требуют более тщательной подготовки на установках их обессоливания и разработки специального комплекса мероприятий для защиты оборудования технологических установок от коррозии. Вследствие высокого содержания в бензинах, керосинах и дизельных фракциях как меркаптановой, так и общей серы они должны подвергаться гидроочистке или демеркаптанизации процессами 248 нефти 8085%: мазута в балансе котельнопечного топлива должен быть заменен природным газом и др.; повышение качества моторных топлив с точки зрения снижения экологической нагрузки при эксплуатации автотранспорта; квалифицированное использование нефтезаводских газов, которые в настоящее время в основном сжигаются на факелах. Особое внимание должно быть уделено восстановлению отечественно производства катализаторов, без чего невозможно функционирование российских химических и нефтеперерабатывающих предприятий без контроля иностранных компаний. 9
10 ГЛАВА 1. ИСТОРИЧЕСКОЕ РАЗВИТИЕ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 1.1. Развитие нефтяной и газовой промышленности До середины XIX в. нефть добывалась в небольших количествах в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Со второй половины XIX в. спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности. На рубеже XIX XX вв. были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего цию, а в случае получения зимних и арктических сортов сгорания, положившие начало бурному развитию неф топлива их подвергают процессу депарафинизации. тедобывающей промышленности. Этому способствовало В некоторых случаях из газовых конденсатов Сиби изобретение в середине XIX в. механического бурения скважин. Первую в мире нефтяную скважину пробурил знаменитый американский полковник Дрейк в 1859 г. на окраине маленького городка Тайтесвилл в штате Пенсильвания. В России первые скважины были пробурены на Кубани в долине р. Кудако в 1864 г. А. Н. Новосильцевым, и в 1866 г. одна из скважин дала нефтяной фонтан с началь 10 нефтепродуктов. Газовые конденсаты по сравнению с традиционными нефтями имеют еще то преимущество, что их переработка позволяет без значительных капитальных затрат существенно повысить глубину переработки нефти и выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиновые и дизельные фракции. В большинстве случаев бензиновые фракции обладают низкими октановыми числами и подвергаются дополнительному облагораживанию. Керосиновые и дизельные фракции газового конденсата Западной Сибири в основном соответствуют требованиям ГОСТа на товарную продук ри и Дальнего Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах дизельное топливо, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны. Основная трудность при переработке газового конденсата, добываемого в районах Западной Сибири и Европейского Севера, заключается в обеспечении стабильности его поставок на НПЗ 247
11 площадь, по уровню автоматизации производства, численности персонала и др. Причем даже разработанные и внедренные в последние годы высокопроизводительные процессы и каталитические системы существенно уступают по этим показателям лучшим зарубежным аналогам. Неудовлетворительно обстоит дело на НПЗ и в отношении отбора светлых нефтепродуктов от потенциала, что приводит к значительному недобору дизельных фракций на атмосферных колоннах. Отечественные катализаторы значительно уступают зарубежным аналогам по активности, стабильности, селективности и другим показателям. в последние годы в переработку стали широко вовлекать газовые конденсаты. Основные его запасы находятся в районах Западной Сибири, восточной нефти. После Ишимбая последовали нефти Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В Туймазы, Шкапово, Большого Арлана в Башкирии, нефти районах добычи выделенный газовый конденсат подверга Татарии, Волгоградской, Саратовской, Куйбышевской, ется стабилизации, при этом из него удаляются фракции С 1 С 4 и частично С 5. Образующийся стабильный газовый конденсат содержит в основном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 С). Себестоимость добычи газоконденсата в 2 4 раза ниже себестоимости добычи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее 246 ным дебитом в 190 т в сутки. В начале XIX в. нефть в промышленных масштабах добывали в 19 странах мира. В 1900 г. в мире было добыто почти 20 млн. т нефти, в т. ч. в России более половины мировой добычи. В развитии нефтяной промышленности царской России, затем бывшего СССР, можно выделить 3 этапа. Первый довоенный этап связан с добычей нефти в Азербайджане. Второй этап послевоенный до начала 70х гг. связан с открытием, освоением и интенсивным введением в разработку крупных нефтяных месторождений Волго Уральской нефтегазоносной области. Датой рождения нефтяного второго Баку считается 16 мая 1932 г., когда из скважины 702 у с. Ишимбаево ударил первый фонтан Пермской, Астраханской и Оренбургской областей. До ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений Западной Сибири ВолгоУральская провинция давала 75% ежегодной добычи нефти в стране. Только одна Татария два десятилетия давала более 100 млн. т нефти ежегодно, а Башкирия более 40 млн. т. Так, в 1960 г. в общесоюзной добыче нефти (150 млн. т) доля УралоПоволжья и Кавказа соста 11
12 вила соответственно 104 и 30 млн. т. Начиная с 1958 г. прирост добычи нефти в стране за каждые 5 лет составлял 100 млн. т. Третий наиболее интенсивный период развития нефтяной промышленности бывшего СССР, который охватывает начало 70х конец 90х гг., связан с открытием уникального нефтегазоносного бассейна в Западной Сибири (Тюменской обл.). Открытие этой провинции началось с фонтана газа, полученного в 1953 г. на Березовской площади, а первая нефть была установлена в 1961 г. на Шаимской структуре. В дальнейшем здесь выявлен целый ряд крупных нефтяных месторождений, таких, как УстьБалыкское, Самотлорское, Мамонтовское, Правдинское и др., а также газовых гигантов Уренгоя, Медвежья, Ямбурга, Заполярья и др. К концу 90х гг. Западная Сибирь вышла на рубеж миллионной добычи нефти в сутки и обеспечивала более половины общесоюзной ее добычи. В 1987 г. в бывшем СССР было добыто рекордное количество нефти 624 млн. т. Однако в последующие годы добыча нефти в бывшем СССР и России сильно упала (табл. 1.1). Нефть добывается в настоящее время, кроме перечисленных выше регионов, на Сахалине, в Казахстане, Туркмении, Украине, Белоруссии и Узбекистане. Добыча газа в бывшем СССР в послевоенные годы развивалась, как 12 Таблица 7.6 Проектная характеристика НПЗ России Наличие () вторичных процессов переработки НПЗ ММ БМ ГО КР ЗК ГК ТК КК Мощность, млн. т Год пуска 17, Рязанский 20, Киришский 7, Нижнекамский 7, Ачинский Примечание: КК каталитический крекинг, ТК термический крекинг, ГК гидрокрекинг, ЗК замедленное коксование, КР каталитический риформинг, ГО гидроочистка, БМ и ММ битумные и масляные производства соответственно 245
13 НовоЯрославский Ухтинский Саратовский Орский Хабаровский Московский Уфимский Грозненский Комсомольский Куйбышевский Новокуйбышевский Краснодарский Туапсинский НовоУфимский Салаватский Омский Ангарский Котово Волгоградский Уфанефтехим Пермский Сызранский Год пуска Мощность, млн. т. 16,1 5,8 10,1 7,2 4,3 12,0 11,5 20,2 5,5 7,4 17,0 2,7 2,2 17,4 11,5 26,8 23,1 22,0 9,0 12,0 13,5 10,8 КК ТК ГК ЗК КР ГО БМ ММ 244 НПЗ Проектная характеристика НПЗ России Наличие () вторичных процессов переработки Таблица 7.6 и в мире, более быстрыми темпами по сравнению с нефтяной промышленностью. До открытия сибирских газовых гигантов газодобыча в стране обеспечивалась старыми месторождениями Ставрополя, Туркменистана (Шатлыкское), Узбекистана (Газли), Украины (Шебелинское) и др. Таблица 1.1 Динамика добычи нефти, газа и угля в России после распада СССР Энергореурсы 1991 г г г г г. Нефть, млн. т Газ, млрд. м Уголь, млн. т Развитие нефтеперерабатывающей промышленности Первый в мире нефтеперегонный завод для превращения «черной» нефти в «белую» путем перегонки в кубах периодического типа был построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными в 1823 г. вблизи г. Моздока. Получаемый при этом дистиллят (фотоген) был впоследствии назван керосином. Легко испаряющийся головной продукт перегонки бензин и тяжелый остаток мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применения. В 1869 г. в Баку было уже 23 нефтеперегонных завода, а в 13
14 1873 г. 80 заводов, способных вырабатывать т керосина в год. Полученный керосин по Каспийскому морю и Волге вывозили в северные районы России и в страны Ближнего Востока. В 1876 г. по методу, разработанному Д. И. Менделеевым, в Балахне впервые в мире было организовано промышленное производство смазочных масел из мазута перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные масла из всех отраслей техники. Русские минеральные масла широко экспортировались за границу и расценивались как самые высококачественные. После изобретения в 1876 г. В. Г.Шуховым форсунки ранее сжигавшийся мазут стали применять как ценное топливо для паровых котлов, применявшихся по каталитической переработке гудронов в моторные топходстве. в различных отраслях промышленности и судолива. Эксплуатируемые на двух НПЗ установки гидрокре Нефтеперегонные заводы появились и в других кинга приспособлены лишь для переработки вакуумных странах в 40х гг. XIX в.: Д. Юнг начал перегонку нефти в 1848 г. в Англии, в 1849 г. С. Кир в Пенсильвании (США). Во Франции первый завод построен в 1854 г. А. Г. Гирном. В 1866 г. Д. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжелых нефтей перегонкой под давлением, названной крекингом. 14 последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уровне 65%. Из анализа приведенных в табл данных можно констатировать, что по оснащенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, НПЗ страны значительно отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтепереработку процессов коксования, каталитического и гидрокрекинга в нефтепереработке России составляет всего 14,7 %, то есть в 4 раза ниже, чем на НПЗ США. Надо еще отметить, что более половины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком вакуумной перегонки мазута. В составе отечественных НПЗ нет ни одного внедренного процесса газойлей. Несмотря на заметное повышение качества нефтепродуктов надо отметить, в настоящее время мы уступаем лучшим мировым достижениям по качеству ряда нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также по таким важнейшим техникоэкономическим показателям процессов, как металлоемкость, энергозатраты, занимаемая 243
15 тельству новых высокоэффективных НПЗ последнего поколения в союзных республиках: Литве (Мажейкяйский, 1984 г. пуска мощностью 13,3 млн т); Казахстане (Чимкентский, 1984 г. пуска мощностью 6,6 млн т, Павлодарский, 1978 г. пуска мощностью 8,3 млн. т); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска мощностью 6,5 млн. т) на базе комбинированных установок ЛК6у, КТ1 и др. России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них 8 было пущено в эксплуатацию до второй мировой войны, 5 построены до 1950 г., еще 9 до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 4070 лет и, естественно, требуют обновления оборудования и технологии (табл ). Разумеется, российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное Изобретение в последней четверти XIX в. двигателя увеличение мощностей каталитических процессов, повышающих внутреннего сгорания (бензинового и дизельного) и при глубину переработки нефти и качество выпускаеменение его во многих отраслях промышленности и на мых нефтепродуктов. Наиболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо (
30 %). Вторым по объему выпуска нефтепродуктов является дизельное топливо (
25,6%). Объем производства бензинов (14,3%) ниже, чем дизельного топлива (соотношение бензин, дизельное топливо составляет 1:1,8). Глубина переработки нефти за 242 Непрерывная перегонка нефти в кубовых батареях, разработанная А. А. Тавризовым, была осуществлена в 1883 г. на заводе братьев Нобель в Баку. На этих кубах были установлены дефлегматоры, устроенные в виде двух цилиндров, вложенных один в другой. В 1891 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов разработали аппарат для крекингпроцесса (проводимого при повышенных температуре и давлении). Они впервые предложили нагрев нефти осуществлять не в кубах, а в трубах печи при вынужденном ее движении прообраз современных трубчатых установок непрерывного действия. Их научные и инженерные решения были повторены У. М. Бартоном при сооружении крекингустановки в США в гг. транспорте способствовали новому качественному скачку в развитии нефтепереработки. Бензин, ранее не находивший применения, стал одним из важнейших продуктов, увеличение производства которого требовало роста добычи нефти и совершенствования технологии ее переработки. С развитием дизельного двигателя появилась необходимость в дизельном топливе, являющемся промежуточной фрак 15
16 цией нефти между керосином и мазутом. К 1917 г. нефтеперерабатывающие предприятия России были сосредоточены в основном на Кавказе: в Баку их было 53, в Грозном 6. Больше половины добывающих и перерабатывающих нефть предприятий принадлежала иностранному капиталу. В 1828 г. нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленности бывшего СССР завершили восстановительный период, вызванный последствиями гражданской войны. Началось интенсивное строительство новых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Большое народнохозяйственное значение имело открытие месторождений нефти и газа в ВолгоУральской нефтегазоносной области. С целью приближения НПЗ к центрам потребления нефтепродуктов мощностей, так и качественно за счет строительства преимущественно были построены заводы в Ишимбае, Уфе, Саратове, Краснодаре, высокопроизводительных и комбинирован Орске, Одессе, Херсоне и Хабаровске. Взамен усных процессов и интенсификации действующих установок. таревших кубовых батарей на НПЗ внедрялись высокопроизводительные трубчатые установки прямой перегонки нефти (производительностью тыс. т в год), термического крекинга мазутов, производства авиационных и автотракторных масел. В годы Великой Отечественной войны гг. нефтеперерабатывающая промышленность обеспечивала фронт и тыл горючими и смазоч 16 ко в последние годы и среди них наметилась тенденция к углублению нефтепереработки. Так, доля каталитического крекинга на НПЗ Бразилии и Венесуэлы к 1994 г. достигла соответственно 27 и 20 %. НПЗ бывшего СССР, построенные до 1950 г., были ориентированы на достаточно высокую глубину переработки нефти. В х гг. в условиях наращивания добычи относительно дешевой нефти в УралоПоволжье и Западной Сибири осуществлялось строительство новых НПЗ преимущественно по схемам неглубокой и частично углубленной переработки нефти, особенно в Европейской части страны. Развитие отечественной нефтепереработки шло как количественно, то есть путем строительства новых Причем развитие отрасли шло при ухудшающемся качестве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высокосернистых нефтей достигла
84 %) и неуклонно возрастающих требованиях к качеству выпускаемых нефтепродуктов. В последние годы до распада Советского Союза правительство СССР основное внимание уделяло строи 241
17 автомобильного транспорта. По насыщенности НПЗ вторичными процессами, прежде всего углубляющими переработку нефти, западноевропейские страны значительно уступают США. Доля углубляющих нефтепереработку процессов (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг и алкилирование) на НПЗ США и Западной Европы составляет соответственно 72 и 43%. Для увеличения выхода моторных топлив в Западной Европе реализуется программа широкого наращивания мощностей процессов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталитического крекинга, а также гидрокрекинга и коксования. Поскольку в США действующих мощностей каталитического крекинга достаточно для удовлетворения спроса на бензин, его строительство в последние существенным повышением качества нефтепродуктов: годы замедлилось, зато наращиваются мощности по преимущественным становится выпуск малосернистого производству дизельного топлива, особенно гидрокрекин дизельного топлива, высокооктанового бензина, смазочных га. В странахэкспортерах нефти наиболее крупными мощностями НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и Иран. Характерная особенность нефтепереработки в этих странах низкая глубина переработки нефти (выход светлых около 45 %) и соответственно малая насыщенность НПЗ вторичными процессами. Одна 240 ными материалами. В послевоенный период нефтеперерабатывающая промышленность страны развивалась быстрыми темпами (пропорционально темпам нефтедобычи), непрерывно повышались технический уровень и объемы производства. В 1951 г. были превзойдены довоенные показатели. Были построены и освоены НПЗ и нефтехимические комбинаты. Если до 1966 г. единичные мощности установок по первичной переработке нефти достигали 12 млн. т в год, то в последующие годы вводились преимущественно высокопроизводительные, в т. ч. комбинированные установки мощностью 23 и 6 млн. т в год. Увеличение объема переработки нефти (до 475 млн. т в 1987 г.) сопровождалось масел с эффективными присадками. В предвоенный период нефтяная промышленность развивалась вместе со всей экономикой страны ускоренными темпами. Наряду с ростом добычи нефти в старейших нефтяных регионах Баку и Грозном быстро росла ее добыча и в других регионах. Одновременно развивалась и нефтепереработка (табл. 1.2). 17
18 18 В предвоенные годы были построены 14 новых НПЗ (в Батуми, Ухте, Саратове, Туапсе и Орске в гг., Ишимбае, Уфе, Краснодаре, Хабаровске, Одессе, Херсоне, Бердянске и Москве в гг.). Таблица 1.2 Объемы переработки нефти в бывшем СССР в гг. (млн. т) Год Переработка Переработка нефтепродуктов нефти бензин керосин масла,2 2,5 3,7 0, ,4 3,0 5,8 1, ,4 4,4 6,1 1,5 В годы Великой Отечественной войны многие южные НПЗ были эвакуированы в восточные районы страны (Сызрань, Красноводск, Гурьев, КомсомольскнаАмуре, Пермь). Интенсивному развитию нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностей в военные и послевоенные годы способствовали открытие и освоение крупных месторождений нефти в УралоПоволжье. Так, Ишимбайский НПЗ был пущен в 1936 г., всего через год после начала промышленной добычи нефти на востоке страны. На этом НПЗ впервые в промышленных масштабах была освоена как каталитический крекинг (36 %), каталитический риформинг (19 %), гидроочистка и гидрообессеривание (47%), гидрокрекинг (9,3%), коксование, алкилирование, изомеризация и др. Наиболее массовый продукт НПЗ США автобензин (42 % на нефть). Соотношение бензин : дизельное топливо составляет 2:1. Котельное топливо вырабатывается в минимальных количествах 8 % на нефть. Глубокая ( 93 %) степень переработки нефти в США обусловлена применением прежде всего каталитического крекинга вакуумного газойля и мазутов, гидрокрекинга и коксования. По мощностям этих процессов США существенно опережают другие страны мира. Из промышленно развитых стран наиболее крупные мощности НПЗ имеют: в Западной Европе Италия, Франция, Германия и Великобритания; в Азии Япония и Китай. НПЗ развитых стран Западной Европы и Японии характеризуются меньшей, чем у США, глубиной переработки нефти, что обусловливается необходимостью по климатическим условиям производства большого количества печного топлива. Соотношение бензин : дизельное топливо на НПЗ Западной Европы в пользу дизельного топлива, поскольку в этих странах осуществляется интенсивная дизелизация 239
19 Западная Мощность процессов целом сия ния Мир в Рос Япо США Европа Коксования 5,5 1,9 14,7 2,6 2,1 Производства битума 2,7 3,7 3,7 3,0 2,9 Масел 1,0 1,5 1,1 1,0 0,9 Прочих 2,7 1,4 6,6 1,8 2,8 Повышающих качество продукции, 45,0 36,36 75,0 60,0 88,6 % к мощности первичной Переработки Реформинга 11,8 11,3 18,6 12,6 12,9 Гидроочистки Бензиновых фракций (без рефориминга) 4,4 4,6 10,7 3,3 Дистиллятов 20,9 24,5 38,5 27,1 48,2 Остатков и тяжелого газойля 4,4 0 4,1 5,7 23,1 Алкилирования 1,9 0,1 5,8 1,3 0,7 Изомеризации 1,3 0,4 2,7 2,2 0,3 Производства МТБЭ 0,3 0,06 0,7 0,4 0,1 Всех вторичных (K), % к мощности первичной переработки 85,7 56,46 146,7 102,74 117,9 238 Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким использованием вторичных процессов, таких, технология переработки сернистых нефтей. В 1938 г. вступил в эксплуатацию Уфимский крекингзавод крупнейший в то время и оснащенный передовой в мире технологией химической переработки сернистых, а затем и высокосернистых нефтей УралоПоволжья. Велика роль бакинских, грозненских и восточных НПЗ в военные годы по обеспечению фронта и тыла страны топливом для самолетов, танков и других боевых и гражданских транспортных машин. Нефтепереработка страны в послевоенные годы ( гг.) получила дальнейшее значительное развитие строительством еще ряда новых мощных НПЗ в следующих городах: Салавате, Уфе (два), Самаре (два), Волгограде, Рязани, Омске, Ачинске, Ангарске, Киришах, Новополоцке и Мозыре (Белоруссии), Кременчуге (Украине). С открытием новых крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири были расширены мощности старых заводов и построены новые НПЗ в Лисичанске (Украине), Мажейкяйе (Литве), Павлодаре и Чимкенте (Казахстане), Чарджоу (Туркмении) и др. Велика роль в изучении химии углеводородного сырья и разработке методов его переработки отечественной науки. Традиционно высокий уровень научных исследова 19
20 ний русских ученых в области химии нефти позволил создать теоретические основы и разработать эффективные технологические процессы переработки нефти. Классикой стали такие научные труды наших ученых, как «Научные основы переработки нефти» Л. Г. Гуревича, «Крекинг в жидкой фазе» А. Н. Саханова и М. Д. Тиличеева, «Избирательные растворители в переработке нефти» В. Л. Гурвича и Н. П. Сосновского, «Химический состав нефтей и нефтепродуктов» (коллектива работников ГрозНИИ), «Производство крекингбензинов» К. В. Кострина, «Химия нефти» С. С. Наметкина, «Введение в технологию пиролиза» А. Н. Буткова, а также учебники по технологии переработки нефти, написанные А. Ф. Добрянским, С. Н. Обрядчиковым, Н. И. Черножуковым, И. Л. Гуревичем и Е. В. Смидовичем. Классические работы в области химии и технологии нефти были выполнены Н. Д. Зелинским, В. Н. Ипатьевым, Б. А. Казанским, С. С. Наметкиным, Б. Л. Молдавским, К. П. Лавровским, Д. И. Орочко, А. В. Фростом, Н. А. Несмеяновым, А. Д. Петровым, СР. Сергиенко и Р. Д. Оболенцевым. Фундаментальные работы по химизму и механизму термических и каталитических процессов переработки нефти и нефтехимии выполнены Н. Н. Семеновым, А. А. Баланди 20 мире к концу истекшего века вновь несколько увеличились и достигли уровня 1979 г. 3,2 3,3 млрд т/год. В таблице 7.5. приведена технологическая структура мощностей мировой нефтепереработки за 2002 г. По суммарным мощностям НПЗ и объемам переработки нефти ведущее место принадлежит США, которые по этим показателям превосходят вместе взятые страны Западной Европы и Японию. Таблица 7.5. Технологическая структура мощностей переработки нефти в мире за 2002 г. Мир в целом США Мощность процессов Россия Западная Европа Япония Первичной переработки нефти, 4059,6 273,1 831,0 739,6 244,8 млн. т./год Углуюляющих переработку нефти, 40,7 20,1 71,7 52,7 29,3 % к мощности первичной переработки Каталитичесчкого крекинга 17,9 5,9 35,9 15,7 17,1 Гидрокрекинга 5,6 0,4 9,3 6,3 3,5 Термокрекингависбрекинга 3,3 5,3 0,4 12,3 237
21 тинской Америки, Ближнего и Среднего Востока и Африки преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубиной переработки нефти. В США вследствие традиционно высокого уровня потребления моторных топлив и наличия дешевых ресурсов природного газа и угля осуществлялась глубокая переработка нефти. 236 Качественный и количественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже х гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельнопечного топлива и тем самым переориентации на углубленную и глубокую переработку нефти. После 1979 г. объемы переработки нефти, суммарные мощности, а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преимущественно закрывались маломощные менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к некоторому росту удельной мощности НПЗ. Снижение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощностей НПЗ, преимущественно по процессам прямой перегонки нефти, которые подвергались реконструкции под другие вторичные процессы. Однако вопреки пессимистическим прогнозам объемы добычи и переработки нефти в ным, С. З. Рогинским, Ф. Ф. Волькенштейном, Г. К. Боресковым, Г. М. Панченковым Значение горючих ископаемых в мировой экономике Различные виды горючих ископаемых (природных энергоносителей) уголь, нефть и природный газ известны человечеству с доисторических времен. Начало использования угля археологи относят к каменному веку (т. е. до 2 млн. лет назад). Греческий философ Аристотель описал некоторые физические свойства угля, сравнивая его с древесным углем. В 325 г. до н. э. ученик Аристотеля Теофаст называет угли «горячими камнями» антраксом (откуда и появилось название «антрацит») и описывает свойства, а также известные в то время месторождения угля. Уголь применяли в качестве бытового топлива с XIII в. сначала в Бельгии, а затем и в других европейских странах. Около 70 % мас. извлекаемых запасов органических горючих ископаемых мира составляют твердые горючие ископаемые (каменные и бурые угли, антрацит, сланцы, битумы, торф и др.). Роль и значение их по сравнению с 21
22 жидкими и газообразными горючими были преобладающими до середины нынешнего столетия и остаются весьма значительными в современной мировой экономике. Основная доля добываемых твердых горючих ископаемых продолжает использоваться как энергетическое топливо. Наиболее массовый продукт химической переработки угля кокс является основой черной и цветной металлургии. А из жидкой части смолы получают большой ассортимент ценных коксохимических продуктов: красители, лаки, удобрения, взрывчатые вещества, лекарства, пропитывающие и связующие пеки и углеродные электродные и графитовые изделия и др. 22 Особенно велико современное экономическое значение нефти и газа. Нефть и газ уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа стали вырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие, как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения и многое другое. Не зря называют ем темпов моторизации по сравнению с темпами электрификации г г. Транспорт, в т. ч. 38,6 52 автомобильный 27,8 40 Электро и теплоэнергетика (котельнопечное топливо) 51,5 35 Нефтехимия 5,2 8,0 Неэнергетическое использование (масла, битум, парафины, кокс и др.) 4,7 5,0 В настоящее время на долю нефтехимии приходится относительно небольшое количество около 8 % масс, потребляемой нефти. В различных странах эта доля колеблется в пределах 2 10 %. Вполне вероятно, что к концу XXI в. нефтехимия станет почти единственным направлением применения нефти. Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. В период «нефтяного бума» (I960 70е гг.) при наличии дешевой ближневосточной и латиноамериканской нефти число и суммарные мощности НПЗ в мире увеличивались исключительно быстрыми темпами. При этом на НПЗ развитых стран (за исключением США), а также стран Ла 235
23 Таблица Характеристика простых эфиров C 5 C 8, пригодных в качестве компонентов бензинов Показатель МТБЭ ЭТБЭ ТАМЭ Плотность при 20ºС, кг/м ИОЧ МОЧ Дорожное октановое число Температура кипения, ºС Содержание кислорода, % масс. 18,2 15,7 15,7 Давление насыщенных паров, кпа 41,4 61,2 21,7 34,5 6,9 13, Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России Общей современной тенденцией в структуре использования нефти в мировой экономике является снижение доли ее потребления в электро и теплоэнергетике в качестве котельнопечного топлива и увеличение в качестве транспортного моторного топлива и нефтехимического сырья. Ниже приведена структура использования нефти в мировой экономике, % масс. Эти изменения в структуре потребления нефти обусловлены опережающим развитием за последние годы транспортных средств с двигателями внутреннего сгорания по сравнению с развитием энергетики, то есть превышени нефть «черным золотом», а XX век веком нефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства. Ресурсы и месторождения нефти. Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 139,5 млрд. т. Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 40 лет. Из них 66,4% расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация её, преимущественно на уникальных (более 1 млрд. т) и гигантских (от 300 млн. т до 1 млрд. т) месторождениях, отличается высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и АбуДаби арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью мировых ее запасов. Второе место среди регионов мира занимает Американский континент 15,3 % мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина и Бразилия. Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,3%, в т. ч. Ли 23
24 вии 2,9, Нигерии 1,5 и Алжире 0,9%. До недавнего времени считалось, что Западная Европа бедна нефтью и газом. Но в последние три десятилетия были открыты крупные их месторождения в акватории Северного моря, главным образом в британских (0,5 млрд. т) и норвежских (1,5 млрд. т) территориях. В АзиатскоТихоокеанском регионе промышленными запасами нефти обладают Китай (2,35%), Индонезия (0,5), Индия, Малайзия и Австралия (в сумме 1% от мировых). ВосточноЕвропейские бывшие социалистические страны и бывший СССР владеют 5,8% извлекаемых запасов нефти, в т. ч. бывший СССР 5,6, Россия 4,76%, т. е. 6,64 млрд. т. этилтретбутиловому эфиру (ЭТБЭ), а по экологическому В мире насчитывается в настоящее время более 25 воздействию ЭТБЭ и третамилметиловому эфиру (ТАтыс. нефтяных месторождений, имеющих промышленное МЭ). Проблема производства ЭТБЭ связана с ресурсами значение, 29 из них являются уникальными сверхгигантами (монстрами) (табл. 1.3). Среди них в четырех месторождениях сконцентрировано почти 30 млрд. т (22 %) извлекаемых запасов. Большинство уникальных и гигантских (их 45 в мире) месторождений нефти находится в странах Среднего Востока и Латинской Америки. 24 (МТБЭ). На основании положительных государственных испытаний в России разрешено производство и применение автобензинов с содержанием МТБЭ до 11% масс. Установки по производству МТБЭ построены на ряде НПЗ в составе комбинированных установок Г43107 на базе газов каталитического крекинга. Добавление МТБЭ в бензины снижает содержание оксида углерода, углеводородов и полициклических ароматических соединений в выхлопных газах автомобилей. Некоторым недостатком МТБЭ является его повышенное давление насыщенных паров, что иногда препятствует его применению в летний период в связи с требованиями по испаряемости (табл. 8.4.). По антидетонационным свойствам МТБЭ уступает этанола, что дороже метанола. ТАМЭ можно получать на базе продуктов каталитического крекинга по технологии синтеза МТБЭ. Во фракции С 5 содержится около 2030% изоамиленов. Введение ТАМЭ в бензин способствует выполнению требований по испаряемости товарных автобензинов. 233
25 зинов являются эфиры. Обладая высокими антидетонационными свойствами, они хорошо смешиваются с бензинами, практически не вызывают коррозии и не требуют переделок в системах питания автомобилей. Они имеют меньшую плотность, соизмеримую с углеводородами теплоту испарения, преимущественно повышают детонационную стойкость головных фракций автобензинов. Таблица 7.3. Характеристика кислородсодержащих соединений и высокооктановых бензинов (Б) Показатель МС ЭС ТБС МТБЭ Б ОЧ (И. М.) ОЧС Плотность, кг/м Температура кипения, ºС Теплота сгорания, МДж/кг 19,95 27,72 32,77 35,16 42,7 Теплота испарения, Дж/кг Давление насыщенных паров, кпа Среди эфиров по ресурсам производства наиболее перспективным является метилтретбутиловый эфир Таблица 1.3 Уникальные нефтяные месторождения мира (с запасом более 1 млрд. т) Месторождение Страна Первоначальные запасы, млрд. т. Гавар Саудовская Аравия 10,2 Бурган Кувейт 9,9 Боливар Венесуэла 4,4 Сафания Саудовская Харджи Аравия 4,1 Румайла Ирак 2,7 Ахваз Иран 2,4 Киркук Ирак 2,2 Марун Иран 2,2 Гачсаран Иран 2,1 АтаДжари Иран 1,9 Абхайк Иран 1,7 Чиконтечен Мексика 1,6 Манифа Саудовская Аравия 1,5 Латунильяс Венесуэла 1,5 ПрадхоБей США (шт. Аляска) 1,4 ХассиМессауд Алжир 1,4 Ферейдун Марджин Иран 1,4 БибиХакиме Иран 1,2 Хуроме Саудовская Аравия 1,2 Катив Саудовская Аравия 1,2 БуХаса ОАЭ 1,2 25
26 Месторождение Страна Первоначальные запасы, млрд. т. Бермудес Мексика 1,1 Сарир Ливия 1,1 Раудатайн Иран 1 Минас Индонезия 1 Шуайба Саудовская Аравия 1 Берри Саудовская Аравия 1 Экофиск Норвегия 1 Бачакеро Венесуэла 1 26 Самыми крупными из уникальных нефтяных месторождений мира являются Гавар и Большой Бурган. Месторождение Гавар Саудовской Аравии с извлекаемым запасом нефти 10,2 млрд. т (что превышает суммарные запасы всех месторождений бывшего СССР) открыто в 1948 г. Длина его 225 км, ширина от 16 до 25 км, глубина залегания пластов м. Дебит скважин достигает 1500 т/сут. Большой Бурган (Кувейт) с начальным извлекаемым запасом нефти в 9,9 млрд. т выявлен в 1938 г. Глубина залегания пластов м. Суточный дебит скважин достигает т. Эти два монстра представляют собой как бы гигантский подземный резервуар с нефтью и являются баснословным богатством для этих маленьких арабских стран. кислородсодержащих соединений в товарных высокооктановых автобензинах. Среди них достаточно широкое применение находят метиловый (МС), этиловый (ЭС) и третбутиловый (ТБС) спирты, и особенно метилтретбутиловый эфир (МТБЭ), обладающие (табл. 7.3.) высокими октановыми числами, низкими температурами кипения, что позволяет повысить ОЧ головных фракций и тем самым улучшить коэффициент распределения ДС, а также достаточно высокой теплотой сгорания. Из спиртов наиболее широкими сырьевыми ресурсами обладает метанол. Его можно производить из газа, угля, древесины, биомассы и различного рода отходов. Безводный метанол хорошо смешивается с бензином в любых соотношениях, однако малейшее попадание воды вызывает расслаивание смеси. У метанола ниже теплота сгорания, чем у бензина, он более токсичен. Тем не менее, метанол рассматривают как топливо будущего. Ведутся также исследования по непрямому использованию метанола в качестве моторных топлив. Так, разработаны процессы получения бензина из метанола на цеолитах типа ZSM. Среди кислородсодержащих высокооктановых компонентов наиболее перспективными и ныне широко применяемыми оксигенатами в составе зарубежных автобен 231
Http://docplayer. ru/29388937-Tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza. html
2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя
III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии
4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки
Нефтяная промышленность сегодня — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.
На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания — около 20 тыс. человек.
Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли — тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.
Нефть — наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.
Вторичная перегонка – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.
На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.
Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.
1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).
Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.
2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до 270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.
Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.
3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.
4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0С.
Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.
5. Гудрон — почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.
Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).
Бензиновая фракцияиспользуется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.
Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.
Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2 Н5 )4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:
При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.
Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.
Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.
Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.
Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.
Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.
Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.
Газойлевые фракции — используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки — для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток — направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.
Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции — как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 — 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 — 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.
Газойлевая фракция 195 — 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 — 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С — в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.
2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя
Коксование — квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.
Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка — кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования — в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.
Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.
Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.
Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.
Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.
Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.
Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций — около 35%.
Достоинства замедленного коксования — высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.
Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.
В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.
В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.
Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.
Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).
Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:
· Нагревательный (сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);
· Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);
· Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);
· Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.
Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.
Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).
Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.
III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии пер Еработки нефти
Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:
2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновыхФракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).
Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.
4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)
На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный — сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.
Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.
Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.
Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:
· Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;
· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
· Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;
· Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;
· Изопентановая – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.
· Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
· Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.
В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.
На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.
Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.
Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.
Нижний продукт колонны — фракция С6 и выше — выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.
Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней — частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.
Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним — головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.
Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.
В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:
·Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.
1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.
2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.
3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;
4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.
5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.
6. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.
7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.
8. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.
Http://www. ronl. ru/stati/promyshlennost-proizvodstvo/185005/
Технология переработки нефти и газа. Процессы глубокой переработки нефти и нефтяных фракций: Учеб.-метод. комплекс: в 2 частях Ч.2 : Методические материалы к практическим и семинарским занятиям / Сост. А. Ф.Корж, С. М. Ткачев. – 2-е изд., с изм. – Новополоцк: ПГУ, 2007. – 176 с.
Приведены методики определения некоторых физико-химических свойств нефтяных фракций и газов, а также процессов и оборудования отдельных технологических установок, входящих в состав комплексов глубокой переработки нефти и нефтяных фракций, методические рекомендации по выполнению курсового проекта. Помимо этого, представлены материалы по адсорбционным технологиям и сверхкритической экстракции в ряде отраслей, связанных с природными энергоносителями.
Заведующий кафедрой химической технологии топлива и углеродных материалов, кандидат технических наук, доцент
Специалист в области нефтепереработки. В промышленности работает после окончания технического училища. В 1981 году окончил Грозненский нефтяной институт. Работал на различных должностях в ведущей нефтяной научно-исследовательской организации СССР – ГрозНИИ. Кандидат технических наук с 1988 года. Преподавательской деятельностью занимается с 1991 года, с 1996 года – заведующий кафедрой.
Родился в 1934 году. В 1956 году окончил Ивано-Франковский нефтяной институт. Работал на нефтеперерабатывающих предприятиях Советского Союза на различных должностях (от оператора до начальника цеха). С 1976 года доцент Новополоцкого политехнического института. Четыре года обучал студентов в Алжире. Автор более ста публикаций и патентов. В 2004 году ушел на заслуженный отдых.
1. Расчет критических параметров и молярных масс углеводородных смесей
2. Особенности расчета энтальпии газов и парогазовых смесей углеводородов
2.1. Расчет коэффициентов А, В, С в формуле определения энтальпии газов при разных температурах на основе значения энтальпии газа при трех температурах
2.2. Физико-химические свойства компонентов газопродуктовой смеси реактора установки гидрокрекинга и поправка энтальпии компонентов на повышенное давление
3.1. Расчет теплоты реакции процесса пиролиза гидроочищенного вакуумного газойля (ГВГО)
3.2. Расчет поверхности нагрева и времени пребывания парогазовой смеси в реакционном змеевике гидроочищенного вакуумного газойля (ГВГО)
4. Расчет реактора установки каталитического крекинга миллисеконд (MSCC фирмы UOP)
7. Сверхкритическая экстракция в процессах добычи и переработки нефти, газа и каменного угля
Методические указания к выполнению курсового проекта «Топливно-химический блок НПЗ»
Приложение. Тексты программ, использованных в учебно-методическом комплексе
Http://psu. by/umk/bukva-t/3272-tehnologija-pererabotki-nefti-i-gaza-ch2-2-e-izd
Обеспечение качества продуктов глубокой переработки нефти, в частности, адсорбционным методом ставит задачу адекватного математического описания адсорбционных процессов с учетом основных факторов и расчетом технологических параметров выхода. [31]
При разработке схем глубокой переработки нефти и составлении материальных – балансов НПЗ определяющими факторами являются потребность в том или ином светлом нефтепродукте и состояние разработки тех или иных технологических процессов, включая возможности по выпуску аппаратуры, оборудования, катализаторов и реагентов. В общем случае считается, что если НПЗ должен производить максимальное количество автобензина, то в его состав включают установку каталитического крекинга, а если задачей углубления является увеличение выработки средних дистиллятов ( керосина, дизельного топлива), то следует предусматривать строительство установок гидрокрекинга. НПЗ с глубокой переработкой нефти предусмотрено включение в состав завода установок как каталитического крекинга, так и гидрокрекинга, что позволяет значительно увеличить отбор светлых нефтепродуктов. [32]
В персаективных схемах глубокой переработки нефти производство малосернистого кокоа включает процесс катали ичеокого крекинга гидроочищенных вакуумных газойлей глубокого отбора ( с к. В данном сообщении приводятся результаты исследования процесса каталитического крекинга гидроочищен – ных тяжелых вакуумных газойлей фр. [33]
Однако универсальной схемы глубокой переработки нефти не существует, как не существует и какого-то одного вторичного процесса, обладающего абсолютными преимуществами. [34]
Подобным образом проблема глубокой переработки нефти была решена на НПЗ США. Вопрос был решен на государственном уровне. Заводам был дан срок – 5 лет, после которых выработка топочных мазутов не должна была превышать определенного процента от количества переработанной нефти. [35]
Одной из схем глубокой переработки нефти является глубоковакуумная перегонка мазута с последующей термокаталитической переработкой вакуумного газойля глубокого отбора. Поэтому создание на НПЗ схем глубокой переработки нефти требует разработки и промышленного освоения технологии глубоковакуумной перегонки мазута. [36]
Пособие Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа предназначено для студентов высших учебных заведений по специальности 25.04.01 Химическая технология топ – лива и углеродных материалов, а также для студентов других специальностей, изучающих курс технологии переработки нефти и газа Книга будет полезна для повышения квалификации инженеров-технологов, для подготовки бакалавров, магистров и кандидатов наук, для научных сотрудников научно-исследовательских и проектных институтов в области нефтепереработки. [37]
Учебное пособие Технология глубокой переработки нефти и газа предназначено для студентов высших учебных заведений по специальности 25.04.00 Химическая технология топлива и углеродных материалов, а также для студентов других специальностей, изучающих курс технологии переработки нефти и газа. Книга будет полезна для повышения квалификации инженеров-технологов, для подготовки бакалавров, магистров и кандидатов наук, для сотрудников научно-исследовательских и проектных институтов в области нефтепереработки. [38]
США ориентируются ыа менее глубокую переработку нефти, стремятся получать больше мазута и строят нефтеперерабатывающие заводы в восточной провинции Канады ( Нью-Брансуик, Ньюфаундленд, Новая Шотландия, Квебек), рассчитывая на переработку здесь импортного сырья. [39]
Основную трудность при глубокой переработке нефти представляет переработка тяжелых остатков. [40]
Основную трудность при глубокой переработке нефти представляет переработка тяжелых остатков. [41]
Пример завода с глубокой переработкой нефти по топливному варианту приведен на рис. 1.5. Помимо установок первичной перегонки и облагораживания светлых дистиллятов в состав завода включены установки гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования. [43]
АСУ ТП крупнотоннажным комплексом глубокой переработки нефти на базе каталитического крекинга КТ-1 по своей структуре в основном аналогична рассмотренной выше. Управляющий вычислительный комплекс ее построен на базе ЭВМ СМ-2М. Кроме информационной и управляющей подсистем в АСУ ТП входит автоматизированная система промышленных исследований, позволяющая повышать эффективность управления технологическим комплексом по мере его изучения и накопления данных. [45]
Http://www. ngpedia. ru/id251701p3.html
Приглашаем вас на специализированную выставку, организованную при поддержке Правительства Тюменской области.
Предлагаем заявить о вашем бизнесе в самом стабильном регионе страны, который стремительным развитием ТЭК и других отраслей народного хозяйства притягивает все больший интерес и финансовые потоки российских и иностранных инвесторов.
Нефтегазовый комплекс в Тюменской области вносит решающий вклад в бесперебойное снабжение внутригосударственных и экспортных поставок. Здесь добывается 67% нефти и 91% естественного газа от общероссийского объема. Основные запасы сосредоточены в северных автономных округах, но и в южных районах ресурсы углеводородов – до 2,5 млрд. т. Важное направление нового этапа развития – формирование отраслей глубокой переработки сырья: выпуск нефтепродуктов, и нефтехимическое производство.
Одна из форм сотрудничества областных органов власти с нефтедобывающими компаниями – проведение в рамках выставки «Нефть и газ. ТЭК» ежегодной научно-практической конференции, где обсуждаются перспективы развития нефтегазового комплекса, передовые технологии, опытно-конструкторские, внедренческие и научно-исследовательские проекты.
Выставка сопровождается насыщенной деловой программой, широкой информационной поддержкой. В 2009 г. ее посетили свыше 5,5 тысяч специалистов отраслевых и смежных предприятий из России, Украины, Молдовы, Чехии, Германии, Америки, Китая. Ваше участие в ней – это показатель профессионализма в выборе путей увеличения прибыльности бизнеса, установления деловых контактов и укрепления высокого статуса вашей организации.
Http://sterlitamak. electroprogress. ru/otrasl-news/neft-i-gaz
2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя
III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии
4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки
Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.
На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.
Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли – тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.
Нефть – наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.
Вторичная перегонка – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.
На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.
Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.
1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0 С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).
Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.
2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0 С до 270-280 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.
Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.
3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0 С до 320-350 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.
4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0 С.
Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.
5. Гудрон – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.
Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).
Бензиновая фракция используется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.
Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.
Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2Н5)4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:
При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.
Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.
Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.
Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.
Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.
Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.
Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.
Газойлевые фракции – используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки – для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток – направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.
Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции – как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.
Газойлевая фракция 195 – 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 – 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С – в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.
2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя
Коксование – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.
Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка – кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования – в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.
Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.
Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.
Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.
Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.
Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.
Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.
Достоинства замедленного коксования – высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.
Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.
В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.
В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.
Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.
Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).
Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:
· Нагревательный (сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);
· Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);
· Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);
· Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.
Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.
Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).
Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.
III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии перЕработки нефти
Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:
2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновых Фракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).
Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.
4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)
На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный – сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.
Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.
Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.
Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:
· Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;
· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
· Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;
· Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;
· Изопентановая – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.
· Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
· Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.
В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.
На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.
Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.
Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.
Нижний продукт колонны – фракция С6 и выше – выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.
Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.
Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним – головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.
Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.
В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:
· Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.
1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.
2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.
3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;
4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.
5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.
6. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.
7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.
8. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.
Http://www. neuch. ru/referat/109585.html
Профессия техника-технолога универсальна. Она дает возможность заняться исследовательской работой непосредственно на предприятиях химической или нефтеперерабатывающей промышленности. Техник-технолог может специализироваться в технологии неорганических веществ, производстве пластмасс и органических смол, в области топлива, взрывчатых веществ, синтетического каучука, цемента, стекла, керамики и многих других продуктов химической и нефтехимической промышленности.
При их непосредственном участии происходит пуск установок, их вывод на оптимальный режим работы, т. е. создание таких условий или параметров, когда при наименьших затратах сырья и энергии получается наибольшее количество нужного продукта самого высокого качества. А для этого необходимо знать основные типы химико-технологических процессов и их закономерности.
А чтобы знать надо больше читать, изучать специальную техническую литературу по этим вопросам. Сегодня я хочу ребята дать для вас небольшой обзор литературы по вашей специальности, которая есть в нашей библиотеке.
Нефтехимия / Бардик Доналд Л., Л. Уильям Леффлер ; Пер. с англ. – 3-е изд., перераб. и доп. – М. : Олимп-Бизнес, 2007. – 496 с., ил. – (Для профессионалов и неспециалистов). – ISBN 978-5-9693-0046-0 : 5510-00.
Продукция нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств необходима каждому современному человеку, тысячам казахстанских предприятий в различных отраслях промышленности. В своей книге Д. Л.Бардик и У. Л.Леффлер дают краткий обзор органической химии, описывают основы нефтехимического производства, важнейшие продукты получаемые из нефти (например, бензол, толуол, циклогексан), и их основные свойства, а также «пограничные» нефтехимические продукты – полимеры. Книга написана ясным, доступным, «нетехническим» языком; в ней приведены многочисленные схемы, таблицы и рисунки – все это помогает читателю «продираться» сквозь специальную терминологию. Эта книга стала очень популярной у читателй и выдержала несколько переизданий.
Химия и технология нефти и газа : Учебное пособие для вузов / Г. К. Бишимбаева, А. Е.Букетова, Н. К.Надиров. – Алматы : Бастау, 2007. – 280 с. – ISBN 9965-814-14-7 : 1330-00.
В книге авторов Г. К. Бишимбаев ой, А. Е.Букетова, Н. К.Надиров а рассмотрены вопросы химического состава, основные физические и химические свойства нефтей и газов, а также углеводородов, входящих в их состав; основные процессы добычи, подготовки и переработки нефтяного сырья, теоретические основы технологических процессов и типичные технологические схемы. Учебное пособие предназначено студентам и составлено на основе курса лекций по дисциплине «Химия нефти и газа». Также книга может быть полезна специалистам, работающим в нефтегазовой отрасли.
Химия и технология нефти и газа : учебное пособие / С. В. Вержичинская, Н. Г.Дигуров, С. А.Синицын. – М. : Форум: Инфра-М, 2007. – 400 с., ил. – (Профессиональное образование). – ISBN 978-5-91134-025-4 (Форум): 978-5-16-002701-2 (Инфра-М) : 1032-00.
Образование современного специалиста любой квалификации в области нефтепереработки должно базироваться на знании: химизма и механизмов химических реакций превращений веществ, входящих в состав нефтей и газов; физических основ процессов массо – и теплообмена; современных технологических схем и многое другое. В данном учебном пособии авторы затронули в том или ином объеме все эти вопросы. Данное опосбие написано сотрудниками Российского химико-технологического университета им Д. И.Менделеева. Учебник предназначен именно студентам колледжей, изучающим дисциплину «Химия и технология нефти и газа».
Переработка нефти / Леффлер Уильям Л. ; Пер. с англ. – 2-е изд., пересмотренное. – М. : ЗАО Олимп-Бизнес, 2007. – 227 с., ил. – (Для профессионалов и неспециалистов). – ISBN 978-5-9693-0090-3 : 4329-00.
Книга профессора У. Л. Леффлера «Переработка нефти» представляет собой научно-популярное описание процессов переработки нефти на современном нефтеперерабатывающем заводе. Простым и ясным языком в книге рассказано о сырой нефти и ее перегонке, о каталитическом крекинге, алкилировании, риформинге, о выпускаемых нефтепродуктах – бензине, керосине, коксе, битуме, дизельном, реактивном и котельном топливах; приведены сведения о работе различных заводских установок, а также подробно описаны различия между простой и сложной переработкой нефти. Шаг за шагом автор проводит читателя по всей технологической цепочке, формируя представление о современном нефтеперерабатывающем производстве. Эта книга будет интересна студентам, преподавателям и просто любознательным людям, которые хотят понять, как работает нефтеперерабатывающий завод.
В технологии переработки нефти и газа каталитические процессы имеют решающее значение. Производство нефтегазопродуктов, особенно моторных топлив, проводится исключительно с помощью каталитических процессов. Поэтому роль гетерогенного анализа в технологии переработки нефти и газа значительна. Книга
Катализ в переработке нефти и газа : Учебное пособие / Т. О. Омаралиев. – 2-е издание. – Астана : Фолиант, 2004. – 212 с. – (Высшее образование). – ISBN 9965-477-47-7 : 440-00.
Написана в соответствии с требованиями государственного стандарта профессионального образования. В ней рассматриваются важные вопросы катализа: термодинамика – катализ; адсорбция и катализ, кинетика и катализ; теории катализа; каталитическое алкилирование, крекинг, изомеризация, риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг и гидродеалкилирование. Книга предназначена для студентов колледжей и вузов, аспирантам и инженерно-техническим работникам отраслевого производства.
Специальная технология производства топлив из нефти и газа / Т. О. Омаралиев. – 2-е издание. – Астана : Фолиант, 2004. – 296 с. – (Высшее образование). – ISBN 9965-477-50-7 : 490-00.
Приведены материалы по специальной технологии производства топлив из нефти и газа в соответствии с ГОСо. Рассмотрены: состояние и перспективы развития топливно-энергетического комплекса и его значение в мировой экономике, перспективы развития технологии глубокой переработки нефти и газа; основные направления развития и совершенствования технологии глубокой термической переработки нефти и газа; технология новых высокопроизводительных комбинированных систем и установок по глубокой переработке нефти и остатков; экологические проблемы топлив. В книге приведены таблицы, схемы установок, химические реакции.
Основы теории химических процессов технологии органических веществ и нефтепереработки : Учебник для вузов / В. М. Потехин, В. В. Потехин. – 2-е изд., испр. и доп. – СПб. : Химиздат, 2007. – 944 с., ил. – ISBN 978-5-93808-147-5 : 5945-00.
Предлагаемая читателю книга построена на двух расширенных курсах лекций по основам теории химических процессов и гетерогенно-каталитических реакций технологии органических веществ. Цель учебника – дать студентам достаточно полное представление о теоретических основах химических процессов технологии органических веществ. В связи с этим основное внимание уделено таким научным предметам, как химическая термодинамика, механизм и кинетика органических реакций, радикально-цепные процессы, катализ и гетерогенно-каталитические реакции органического синтеза. Данный материал сопровождается примерами. Авторы не ограничились только изложением теоретических основ химических процессов, но и попытались показать их практическую значимость в промышленной технологии органических веществ и нефтепереработке (каталитический крекинг, гидрокрекинг, пиролиз, риформинг и т. д.).
Технология переработки нефти и газа : Учебник / Т. П. Сериков, Г. А.Оразова, А. С.Буканова. – Астана : Арман-ПВ, 2007. – 504 с. – ISBN 9965-861-16-1 : 1200-00.
Предалагаемая книга – учебное пособие для учащихся средних профессиональных учебных заведений, специализирующихся по химической технологии переработки нефти и газа. В книге даны основы переработки нефти и газа, описаны наиболее характерные промышленные установки первичной переработки нефти; установки вторичной (деструктивной) переработки нефти; очистки нефтяных фракций; установки производства нефтепродуктов масляного блока. Описание всх этих процессов сопровождается их принципиальными технологическими схемами, характристикой продуктов, показателей технологического режима, влияния основных параметров на показатели процесса. Эту книгу написали наши земляки преподаватели Атырауского иниститута нефти и газа.
Основы нефтегазового дела : Учебник / Х. А. Суербаев. – Астана : Фолиант, 2008. – 384 с. – (Профессиональное образование). – ISBN 9965-35-681-5 : 972-00.
Нефтехимия – область химии, изучающая научные основы получения полезных химических продуктов из нефти и природного газа. При этом следует отметить, что в этот перечень добываемых из нефти и газа продуктов не входят производимые из нефти в громадных количествах моторные топлива и смазочные масла. В учебном пособии А. Х. Суербаева изложены основы технологии нефтехимического синтеза. Приведены сведения о видах сырья нефтехимических производств, процессах выделения и разделения углеводородного сырья из нефти и газа и основах технологии наиболее важных нефтехимических синтезов. Большое внимание уделено химизму наиболее важных нефтехимических процессов. Это пособие предназначено учащимся среднего профессоинального образования, обучающимся по специальности «Нефтегазовое дело».
Превращение отчественной нефтеперерабатывающей промышленности в наукоемкую отрасль экономики ХХІ века трудно представить без дипломированных специалистов технологов, владеющих современными представлениями о природе нефтяного сырья, новейшими мировыми достижениями в области теории и практики технологии переработки нефти, нефтезаводского оборудования и т. д. Предлагаемая вашему вниманию книга
Технология переработки нефти. В 2-х частях : Учебное пособие. Ч.1 : Первичная переработка нефти / Под ред. О. Ф.Глаголевой и В. М.Капустина. – М. : Химия, КолосС, 2007. – 400 с., ил. – (Учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений). – ISBN 978-5-9532-0594-8 (КолоС) : 3537-00.
Как раз нацелена на решение такой важной задачи, как подготовка специалистов-технологов, организаторов производства и исследователей для нефтеперерабатывающей промышленности. С момента выхода в свет третьего издания книги профессора Гуревича И. Л. «Технология переработки нефти и газа» прошло более 30 лет. За это время в области теории и практики первичной переработки нефти были достигнуты большие успехи. Получили развитие новые представления о природе нефти и нефтяного сырья, в которых нефть рассматривается как сложная коллоидно-дисперсная система с нелинейным поведением смесей нефтепродуктов, сопровождаемым синергетическими и антогонистическими эффектами. Кроме того изменилась структура современных нефтеперерабатывающих заводов, аппаратурное оформление процессов, повысились требования к эксплуатационным и экологическим характеристикам товарных нефтепродуктов. Все это нашло отражение в этом учебнике.
И в заключении хочу еще раз подчеркнуть, что наука и производство не стоит на месте, они находятся в постоянном движении, развитии. И чтобы сегодня быть на передовой производства нужно владеть информацией, уметь находить необходимое из огромного потока информации. А для этого, не боюсь повториться, нужно больше читать.
Http://infourok. ru/bibliograficheskiy-obzor-tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza-622227.html
2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя
III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии
4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки
Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.
На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.
Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли – тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.
Нефть – наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.
Вторичная перегонка – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.
На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.
Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.
1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0 С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).
Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.
2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0 С до 270-280 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.
Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.
3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0 С до 320-350 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.
4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0 С.
Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.
5. Гудрон – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.
Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).
Бензиновая фракция используется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.
Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.
Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2Н5)4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:
При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.
Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.
Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.
Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.
Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.
Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.
Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.
Газойлевые фракции – используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки – для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток – направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.
Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции – как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.
Газойлевая фракция 195 – 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 – 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С – в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.
2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя
Коксование – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.
Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка – кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования – в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.
Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.
Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.
Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.
Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.
Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.
Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.
Достоинства замедленного коксования – высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.
Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.
В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.
В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.
Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.
Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).
Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:
· Нагревательный (сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);
· Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);
· Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);
· Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.
Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.
Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).
Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.
III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии перЕработки нефти
Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:
2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновых Фракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).
Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.
4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)
На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный – сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.
Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.
Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.
Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:
· Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;
· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
· Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;
· Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;
· Изопентановая – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.
· Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
· Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.
В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.
На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.
Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.
Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.
Нижний продукт колонны – фракция С6 и выше – выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.
Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.
Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним – головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.
Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.
В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:
· Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.
1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.
2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.
3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;
4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.
5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.
6. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.
7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.
8. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.
Http://uchil. net/?cm=32494
АО Шаньдунский завод горного машиностроения Синьхай ( тикер: 836079) был основан в 1997 году, и он был известным как ООО Яньтайский завод горного машиностроения Синьхай, занимается выполнением проекта по обогащению руд под ключ, включая ислледование и проектирование, изготовление оборудования, закупки оборудования, услуги по управлению и эксплуатации рудника, управление закупки расходных материалов и объединение префессиональных ресурсов. Основные продукты включают:”добыча вертикальный центробежный сепаратор stbl100″. До сих бор Синьхай уже выполнил более 200 проектов по обогащению под ключ и накопил богатый опыт по добыче и обогащению больше 70 видов руд, мы обладаем 20 патентов. На данный момент Синьхай уже открыл оффисы за границей в Судане, Зимбабве, Танзании, Перу и Индонезии, и оборудование уже экспортировалось в более 20 стран.
Описание. Центробежные вертикальные сепараторы СЦВ являются газожидкостными сепараторами и применяются на нефтегазовых объектах добычи и переработки нефти и газа для сепарации газового и газонефтяного потока. Их основными функциями являются: отделение попутного нефтяного газа.
Вертикальный центробежный сепаратор для глубокой очистки газа и нефти от конденсата и примесей, для разгазирования жидкой фазы.
Сепараторы СЦВ (сепараторы центробежные вихревые) предназначены для глубокой очистки добываемого, транспортируемого или перерабатываемого товарного, природного или попутного нефтяного газов от газового конденсата, нефти и капельной мелкодисперсной, аэрозольной влаги и.
Http://kaz. hotelolimporesort. com/2018-04-17/4665.html