Условия переработки нефти

Изобретение относится к области нефтепереработки и нефтехимии, в частности к способам переработки нефтепродуктов путем каталитической термодеструкции (каталитического термокрекинга). Изобретение касается способа переработки нефтепродуктов путем каталитической термодеструкции, в котором предварительно подогретые до температуры текучести нефтепродукты подают в режиме тонкослойного течения в реакционную зону, где их подвергают дополнительному нагреванию в условиях термоэлектронной эмиссии каталитического композита, нагретого до температуры 80-480°С при градиенте температур, равном 50-200°С, направленным перпендикулярно движению потока нефтепродуктов. Технический результат – получение широкой гаммы газообразных, жидких и остаточных битумообразных продуктов при сравнительно низких температурах проведения процесса.

Изобретение относится к области нефтепереработки и нефтехимии, в частности к способам переработки нефтепродуктов путем каталитической термодеструкции (каталитического термокрекинга).

Известен способ деструктивной термической переработки (каталитической термодеструкции) нефти и нефтепродуктов, позволяющий получить из исходного углеводородного сырья дополнительное количество жидких и газообразных углеводородов. При этом всегда образуется определенное количество остаточных высокомолекулярных продуктов конденсации (В. М.Капустин, А. А.Гуреев. Технология переработки нефти. Ч.2. Деструктивные процессы. М.: Колос, 2007).

К недостаткам данного способа переработки углеводородного сырья относятся: низкая селективность, недостаточная скорость протекания термодеструктивных процессов, жесткие условия их проведения, требующие использования высоких температур и повышенного давления, необходимость регенерации используемого катализатора, а также высокая энергоемкость процесса.

Известен способ переработки нефтепродуктов путем каталитической термодеструкции (каталитическим крекингом) в присутствии псевдоожиженного слоя пылевидного катализатора, в котором нефтепродукты подвергают термодеструкции в присутствии псевдоожиженного слоя пылевидного катализатора, где сырье крекируют в кипящем слое катализатора, а закоксованный в процессе каталитического крекинга катализатор регенерируют и снова возвращают в кипящий слой (Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. М.: «Химия», 1968).

К причинам, препятствующим использованию известного способа с получением указанного ниже технического результата, относится то, что использование водяного пара в отпарных колоннах для отпарки легкокипящих примесей приводит к обводнению получаемых нефтепродуктов и к необходимости их дополнительного обезвоживания; кроме того, после окончания процесса необходимо отпаривать катализатор от углеводородов и подвергать регенерации.

Известен также способ переработки нефтепродуктов, в котором проводят каталитическую термодеструкцию свежего сырья и рециркулята в присутствии гранулированного катализатора с разделением потоков продуктов крекинга и катализатора. Поток катализатора направляют на десорбцию и регенерацию, а поток продуктов термодеструкции – на ректификацию. Смесь свежего сырья и рециркулята подвергают отдельно крекингу и последующему смешиванию продуктов крекинга с продуктами отдельного крекинга (Авт. св. СССР №757584 «Способ переработки нефтяного сырья», МКИ С10G 11/16, опубл. 23.08.1980, Бюл. №31).

Причиной, мешающей достижению показаного ниже технического результата, является то, что при использовании известного способа необходимый технический результат достигается не интенсификацией процесса, а усложнением самого процесса и аппаратурного оформления для его осуществления, кроме того, необходима постоянная регенерация катализатора.

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности признаков и достигаемому техническому результату является способ каталитической термодеструкции (каталитический крекинг), который в настоящее время является основным способом переработки нефтепродуктов. Процесс проводят при температуре 450-500°С и избыточном давлении 0,14-2,0 МПа в присутствии алюмосиликатных катализаторов сложного состава, модифицированных металлами – хромом, рением, платиной, палладием и др. (С. А.Ахметов. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа, изд. «Гилем», 2002, 404-478 с., В. Н.Эрих. Химия и технология нефти. Изд. Химия, Ленинградское отделение. 1969 г., 199-200 с.

К причинам, препятствующим достижению указанного технического результата, следует отнести сложность применяемых технологических схем, высокую материало – и энергоемкость. Другой негативной особенностью процесса каталитической термодеструкции является быстрая дезактивация катализатора (в течение 10-15 минут), что требует беспрерывной его регенерации путем выжигания кокса и смолистых отложений с его поверхности воздухом при температуре 550-680°С. Число циклов регенерации не беспредельно. Со временем в результате уменьшения удельной активной поверхности катализатора и постепенного отравления активных центров активность катализатора падает, что в конечном итоге приводит к необходимости его замены.

Технической задачей изобретения является создание эффективного и экономического способа переработки нефтепродуктов, обеспечивающего необходимый технический результат, а именно получение широкой гаммы газообразного, жидкого и остаточных битумообразных продуктов в «мягких» условиях при сравнительно низких температурах его проведения, исключение непрерывной регенерации используемого катализатора, снижение энергозатрат на осуществление процесса.

Указанная техническая задача достигается тем, что в способе переработки нефтепродуктов путем каталитической термодеструкции согласно изобретению предварительно подогретые до температуры текучести нефтепродукты подают в режиме тонкослойного течения в реакционную зону, где их подвергают дополнительному нагреванию и воздействию электронного потока, генерируемого в условиях термоэлектронной эмиссии каталитического композита, нагретым до 80-480°С, при градиенте температур, равном 50-200°С, направленным перпендикулярно движению потока нефтепродуктов.

В заявляемом способе температуру обработки нефтепродуктов подбирают в диапазоне, указанном в формуле изобретения, для каждого вида сырья индивидуально в зависимости от его состава и физико-химических характеристик, потому что состав нефтепродуктов практически не бывает одинаковым. Мощность теплового потока, направленного перпендикулярно слою перерабатываемого нефтепродукта, который движется и передает ему дополнительное тепло, поддерживают в диапазоне 10-40 КВт на 1 м 2 теплопередающей каталитической поверхности, обеспечивающей градиент температур 50-200°С (разницу между температурой контакта «каталитический композит – нефтепродукт» и температурой «пара», который испаряется с поверхности нефтепродукта).

Используя принцип термоэлектронной эмиссии (испускание электронов нагретой поверхностью каталитического композита), формируют поток низкоэнергетических электронов, направленный в объем движущегося слоя перерабатываемого нефтепродукта. Это обеспечивает активацию реакционной массы углеводородного сырья за счет формирования в его объеме реакционноспособных частиц, обеспечивающих общую интенсификацию процессов превращения исходных соединений.

Термическое воздействие в сочетании с дополнительной активацией обрабатываемого углеводородного сырья в условиях термоэлектронной эмиссии обусловливает возможность существенного повышения эффективности процессов деструктивной переработки нефти и нефтепродуктов. Применяемый в предлагаемом способе механизм активации реакционной системы не сопровождается явлением дезактивации каталитического композита, поэтому исключается необходимость его регенерации.

Обработка нефтепродукта предлагаемым способом при температурном градиенте углеводородного слоя менее 50°С повышает расход энергии на прогревание обрабатываемого слоя, а также возникает опасность коксования нефтепродукта без повышения эффективности процесса. При температурном градиенте выше 200°С наблюдается снижение эффективности процесса за счет недостаточного прогрева периферийного по отношению к поверхности контакта слоя нефтепродукта с каталитической поверхностью.

Сведения, что подтверждают возможность осуществления изобретения с получением вышеуказанного технического результата, заключаются в следующем.

Исходные нефтепродукты, в качестве которых может использоваться нефть различного состава с разными физико-химическими характеристиками, а также продукты переработки нефти, предварительно нагревают до температуры 80-150°С для улучшения их текучести и подают в реактор.

Реактор представляет собой емкостной аппарат, снабженный системой штуцеров для подачи исходного сырья и отбора парогазовых и остаточных продуктов переработки. В рабочей зоне аппарата располагается зона каталитического композита, нагреваемого до необходимой температуры любым приемлемым видом нагрева – электронагревом, горелками, работающими на газе, жидкости, мазуте и т. д.

Формируемый в процессе нагрева каталитического композита (эмиттера) поток низкоэнергетических электронов воздействует на подаваемое в режиме тонкослойного течения исходное сырье.

Слой движущихся нефтепродуктов подвергается дополнительному нагреву до требуемой температуры в диапазоне 80-480°С и воздействию низкоэнергетических электронов, генерируемых нагретым до соответствующих температур каталитическим композитом. После обработки нефтепродукта в реакторе реакционная масса характеризуется существенными изменениями фракционного и группового состава в сравнении с исходным нефтепродуктом и далее подвергается фракционированию обычными методами. Сочетание позитивных эффектов термоэлектронной эмиссии и теплового воздействия на перерабатываемое сырье обеспечивает интенсификацию процессов химических превращений обрабатываемого сырья, что дает возможность модификации его состава и свойств.

Предварительно разогретую до 125°С нефть пропускают через реактор, где ее в режиме тонкослойного течения подвергают тепловому и эмиссионному воздействию каталитического композита, нагретого до 480°С.

При толщине слоя нефтепродукта порядка 14 мм температурный градиент составляет 76°С (температура «пара», испаряющегося с поверхности нефтепродукта, – 404°С; градиент температур – 76°С).

На выходе из реактора из отработанного нефтепродукта получают следующий фракционный состав, %:

Http://www. findpatent. ru/patent/243/2436833.html

Содержание 1. Подготовка нефти к переработке……………………………………….. 1.1. Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти…………………………….. 1.2. Сортировка нефти…………………………………………………. 1.3. Выбор направления переработки нефти…………………. 1.4. Очистка нефти от примеси……………………………………. 2. Принципы первичной переработки нефти…………………………. 2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением……………………………………….. 2.2. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы……………………………………………….…………………. 2.3. Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения………………………………………………………….. 2.4. Промышленные установки по первичной переработке нефти………………………………………………….. 3. Заключение……………………………………………………………………….. 3 4 5 5 8 10 11 19 24 26 30

Нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей

Частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в

Неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться

В широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения

Возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В

Из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть

Не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее

Транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних

Поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках,

Печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи,

Повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов),

Содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и

Транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти

(метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от

Целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких

Компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки,

Потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют

Специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества

Воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах.

Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и

Электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и

Компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и

Малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении

Пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями

Уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение

Потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и

Применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих

Аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой

Из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают

Или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара

Воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых

Испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации,

Т. е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также

Сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях

Выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга

Физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых

Нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или

Изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как

Бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах

Парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение

В дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность

Смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания

Качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения

Хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных

Пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших

Капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам

Нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

Нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими

Свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей

Потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта

Нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный

Числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями.

Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой

Высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных

Топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом

Варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор

Процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и

Остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда

Относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический

Риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например

Коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение

Выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти

Варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для

Производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным

Содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных

Масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные

Фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается

Очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить

Часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят

Депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для

Понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных

Фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел

Используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки

Отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и

Средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные,

Цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При

Этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке,

Переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим

Ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом

Технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие

Заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия,

Направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки

Нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо

Выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится

Подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых

Углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются

Сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством

Азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон,

Моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других

Воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на

Холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на

Образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует

Обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно

Нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном

Состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий:

Нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная

Эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию

Сойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе

Раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного

Слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным

Эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются

Хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот,

Смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п.,

Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов

Эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 ат

Воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно

Разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных

Веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением

Действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б)

Образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением

(разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с

Вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще

При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы

Воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь

Друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому

Расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные

Установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют

Группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В

Сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в

Сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по

Молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся

Сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства

Многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами

Применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также

Изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы

Фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту,

Количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — перегонка нефти;

Нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического

Состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих

Методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших

Однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным

Испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции,

Перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением

Производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе

Фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку

Нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для

Получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от

Перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах.

Испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее

Заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше

Паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной

Температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в

Адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в

Котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в

Этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с

Испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с

Испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а

Число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является

На фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с

Перегонкой с многократным и постепенным испарением. О плохой четкости

Разделения при однократном испарении нефти можно судить по рис.1, где

Изображены кривые разгонки фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1

Исходная фракция (обобщенная); 2, 3 и 4 — легкие фракции паровой фазы; 5 и 6

Тяжелые фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы выкипания

Для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным

Испарением (рис. 2), то окажется, что температура начала кипения фракций при

Однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а конца кипения ниже, чем при

Многократном испарении (линия 1). Если высокой четкости разделения фракций не

Требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при

Максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой

Температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в

Паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора

Из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной

Пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением

В сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой

Четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного

Расходования топлива на нагрев сырья. Принципиальная схема для промышленной

Перегонки нефти приведена на рис. 3. Исходная нефть прокачивается насосом через

Теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных

Фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой

Печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть

(питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти

Переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время

Находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде

Парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате

Снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза

Отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз.

Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места

Размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт

Поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма

Конденсатор-холодильник 3, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и

Стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны

Под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент 5.

В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым

Создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и

Вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими

Непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу — высококипящий остаток.

Ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих

Компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента

Используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего —

В ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а

Следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие

Углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят

В парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне.

Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом,

Понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый

Водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре

Подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре

Испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу

Колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы

Качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла,

Затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды,

Идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при

Перегонке сернистого сырья, т. к. сернистые соединения в присутствии влаги

Вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил

Широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов

Парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения

Лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т. к. это исключает применение открытого

Водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей

Аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с

Кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже

Температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его

Теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента

Нефти при атмосферном давлении и температуре 350 — 370°С остается мазут, для

Перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность

Крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым

Распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в

Вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым

Позволяет при 410 — 420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до

Сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые

Дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие

Следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При

Получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая

Расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др.

Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в

Перегонки нефти дают достаточно четкие разделения компонентов, однако

Оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить

Индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96 — 99%), которые служат сырьем

Углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная

Ректификация. Эти методы основаны на введении в систему постороннего вещества

Увеличивающего разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при

Помощи ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты.

Чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной

Температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом,

Чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их

Обычной перегонкой. Однако если углеводороды отличаются по химическому

Строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие

Летучесть этих углеводородов. Летучесть (u1) может быть определена как отношение

Углеводородов перегонки зависит от их относительной летучести. Относительная

Давление насыщенных паров углеводородов, x1 и x2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, p — общее давление в системе. Отсюда

Относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению

Давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и

Чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.

Увеличения разницы в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее

Летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху

Ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация

Называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую

Температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной

Фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо

Растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого

Отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание)

На тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических

Более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну

Вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую

Ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует

Азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют

Обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или

Несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную

Смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.

Ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей

Применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества,

Образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой

Температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это

Позволяет получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и

Других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из

Азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно

Ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим

Давления над идеальным раствором при данной температуре отличаются от величин,

Вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный

Коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.

Физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций.

Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации

Компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов

Идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено

Также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере

Увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в

Разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть

Равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:

Значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет

Подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е.

Установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка

Предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.

Сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного

Действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора

Большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой

Поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит

Подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки

Отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем,

Компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.).

Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый

Остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и

Откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют.

Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая

Производительность установки. Далее на рисунке: 2 — ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 —

Непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема

Такой установки показана на рис.5. Сырье через теплообменник 1 поступает

В подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние

Фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную

Колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и

Переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник

5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично

Различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации

Получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для

Получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно

Соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее

Колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная,

Секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для

Разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции

Является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена

Над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата.

Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения

Наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или

Обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью

(флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые,

Роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные

Колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в

Процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования на установках

Крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в

Основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и

Равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах — 1 (рис. 6.)

В качестве насадки — 2 применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных

Материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до

70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают

Насыпом на специальные тарелки — 4 с отверстиями для прохождения паров и

Стекания флегмы — 3. Целью применения насадки является повышение площади

Соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы

Насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и

Паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность

Тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно

Распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике

Достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к.

Пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр

Насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на

Которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова

Равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность

Использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится

Изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих

Насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн

Выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и

Количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне

Происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади

Соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется

Стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и

Запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к

Еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический

Момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием

«захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения

Тарельчатых колоннах 1 (рис. 7) для повышения площади соприкосновения потоков

Пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной

На тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный

Уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края

Колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на

Следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия

Тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет

Прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой

Тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков

Инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из

Конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций,

Требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней

Конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.)

Переработки нефти (например переработка с попутным отделением воды (паров),

Переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют

Роторные колонны 1 (рис. 8) с высокой производительностью. Тарелки такой колонны

Представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок

Закрепленных к стенкам колонны — 2 и тарелок закрепленных к центральному

Образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок

Происходит от привода — 4 со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается

Сверху— 5 по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую

Вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по

Вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки

Переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. Далее

Процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же

Большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что

Приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего

8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%)

КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого

Поддерживается нагревателем — 6. Указанная конструкция очень удобна в

Использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ,

Долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных

Часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих

Разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать

Технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения

Направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные

Установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и

Промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и

Установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления

Последовательное, где с каждой последующей колоны снимают более тяжелый

Продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны (рис. 9);

Вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней

Основной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогательных

Колонн сбрасывают назад в основную (рис. 10). Возможно взаимное подключение

Вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомогательной

Колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для другой

(выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут также иметь

Различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные

Нагревательные агенты, технологические условия (давление, температурный режим)

И др.; и размещение — объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над

Основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной

Переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций,

Различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в

Кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в

Вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой

Перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на

Современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех

Нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных

Нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга,

Ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные

(количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки

Колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком

Давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до

Колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во

Второй — отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третей — мазут до

Нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки. Технологическая схема

Комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ приведена на рис.11. Подогретая в теплообменниках — 1 нефть

С температурой 120—140°С поступает в комплекс дегидраторов — 2, где

Подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в

Присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть

Снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С

Поступает в колонну — 3. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина

И выводится через теплообменник и сепаратор — 4, откуда частично изымается для

Орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь — 5, где нагревается до

330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну — 3 и как сырье в колонну — 6. Сверху колонны — 6

Отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор — 8,

Частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку

Колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры

Температуры и отпарные колонны — 7, где отбираются фракции 140-240°С,

Нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну —10,

Работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные

Продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический

Конденсатор —12, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором —11. Сбоку

Колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — гудрон.

Бензины получаемые в колоннах —3 и 6 поступают в стабилизатор —13. Газ из

Газосепараторов —4, 8 и 14 подается в абсорбер —15, орошаемый стабильным

Бензином из колонны —13. А получаемый сверху колонны —15 сухой газ сбрасывается

Переработки нефти на комбинированной установке ЭЛОУ-АВТ приведен ниже: Взято % Нефть 100 Газ 2,00 Вода и соли 2,50 Получено % Сухой газ 0,18 Головка стабилизации 2,82 Фракции · бензиновые 13,29 · керосиновые 16,27 · дизельные 16,94 · 350—420°С 10,60 · 420—490°С 11,40 Гудрон 30,00 Вода, соли 2,50 Потери 0,50

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

В отличие от ректификации являющейся процессом при вторичной переработке протекают реакции. Приборы применяемые для измерения и регулирования уровня жидкости в ректификационных колон. Каким дополнительным процессам подвергают нефть поступающую на нефтеперерабатывающий завод. Каким процессам дополнительно подвергают нефть поступающую на нефтеперерабатывающий завод. Основы разделения нефти на заданное число фракций на установках первичной перегонки нефти. Какие процессы дополнительно подвергают нефть поступающую на нефтеперерабатывающий завод. Каким процессам дополнительно подвергают нефть поступающую на нефтеперерабатывающий заво. Назначение основных установок топливного производства по переработке нефти и её фракций. Документальное оформление переработки нефти документальное оформление переработки нефти. Назначения основных установок топливного производства по переработке нефти и её фракций. В какой институт можно поступить по профессии переработка нефти и газа в екатеринбурге. Реферат процессы переработки нефти Атмосферно вакуумная перегонка нефти и ее продукты. Программы выявления и очистки внутренней поверхности змеевика в нефтепереработке. Назначение основных установок топливного пр ва по переработке нефти и ее фракций. Распределить процессы в правильном порядке согласно технологии подготовки нефти.

Http://mrqe. ru/nauka-i-texnika-referaty/pererabotka-nefti-3.html

Некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и

Воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает

Увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает

Обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В

Некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90%

Воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3%

Транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию

Внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в

Коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки

Нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.

Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая

Бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

Компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки,

Нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения

Нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают

Осуществляют механическими, химическими и электрическими способами.

Называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего

Испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по

Объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями

Плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров

Осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек,

Дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в

Их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара

Воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или

Уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара

Воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при

Нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеродов

(метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на

Друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые

Ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому

Имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других

Нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и

Имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей

Транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных

Месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет

Нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому

Близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах

Нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем

Технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности

Хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта

Котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим

Бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных

Вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка

— гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда

Термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в

Этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов.

При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход

Получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно

Подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В

Этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное

Очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы

Удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем

Проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с

Толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается

Обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние

Технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен

Селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом

Выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом

Образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей

Вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и

В связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими

Капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых

Проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую

Переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет

Собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки

Высококачественных моторных топлив и масел не только проводится

Подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых

Осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с

Многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука,

Пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола,

Отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их

Сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем

Случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в

Которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде

Мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде,

Или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия.

Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию сойкой

Эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе

Адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы.

К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал.

Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей

Компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под

Воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко,

Обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при

Вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной

Активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия

Ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате

Ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический

Сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и

Электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим

Напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8

Шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании

С химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в

Ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре

Азотистые органические соединения. Для производства многочисленных

Продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют

Методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также

Изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы

Используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и

Нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава

Путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих

Методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших

Испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до

Определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую

Фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным

Соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с

Постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для

Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы

Какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере

Повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в

Равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная

Смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель.

Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза

Отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае

Одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с

Однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на

Бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным

Испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и

Постепенным испарением. О плохой четкости разделения при однократном

Испарении нефти можно судить по рис. 1, где изображены кривые разгонки

Фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1 — исходная фракция

Фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы

Многократным испарением (рис. 2), то окажется, что температура начала

Кипения фракций при однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а

Высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного

Испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре

Нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается

Разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по

Сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти

Фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар.

Использование в промышленности принципа перегонки с однократным

Испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет

Достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис.

3. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где

Нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в

Нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть

(питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева

Часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой

Печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только

Нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну

(где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть

Ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В

Ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых

Осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей

Верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается в

Части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо

Испаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит

В паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение,

Поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей

Концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В

Парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура

Кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в

Жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное

Состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной

Пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом,

Понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый

Водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре

Подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при

Природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы

Происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство

Перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию.

Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого

Интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого

Применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и

Конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и

Трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока.

Применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья,

Вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от

Относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем

Легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки.

— 370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать

Условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору

Максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом

Выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум

Понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410

Сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые

Дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то

Присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного

Влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к

Минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в

Вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны

Поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст.

Компонентов, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций

Требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96 —

99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол,

Перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы

Основаны на введении в систему постороннего вещества увеличивающего

Разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при помощи

Ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты.

Насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при

Атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах

Кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. Однако

Использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих

Летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (a) определяется

Доли углеводородов в жидкой фазе, p — общее давление в системе. Отсюда

Компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице,

Углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды,

То его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и

Экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру

Кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы,

Можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо

Растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно

Большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких

Моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя

Вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее

Азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь

(азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси.

Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий

Метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с

Отгоняемого вещества. Это позволяет получить заметную разницу между

Температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель

Должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто

Разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании

Лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы

Температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для

Всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей

В присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты

Из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов

Идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны.

Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента

Увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для

Реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления

Имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах,

Т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать

Установка предварительного разделения смеси посредством обычной

Ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси,

Например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки,

Компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.).

Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая

Кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток

Охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию

Возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и

Ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 — аккумулятор,

Принципиальная схема такой установки показана на рис. 5. Сырье через

Теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни

Ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4

И сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая

Часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком

На дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в

Конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в

Колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких

Ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два

Получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно

Соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в

Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на

Которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания.

Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой

Питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для

Нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения

Наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник)

Восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные

Колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости

От давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления,

Атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти

И бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации.

Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при

Цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли)

С наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к

Объему от 500. Насадку помещают насыпом на специальные тарелки — 4 с

Применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и

Паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны

Очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему

Поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела

Насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров,

Равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны.

На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы

Нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и

Перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается

На несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют

Специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять

Периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых

Частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к

Тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование

Выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В

Случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания

Флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В

Случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что

Приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в

Критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны.

Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение

Потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок

Спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень

Слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края

Колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на

Следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия

Тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет

Прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой

Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических

Интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции

Спускается сверху — 5 по неподвижной тарелке и у центра переливается на

Нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма

Перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде

Сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше —

На низлежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь

Флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно

Находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости

Самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет

Строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну

Поддерживается нагревателем — 6. Указанная конструкция очень удобна в

Использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ,

Долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления

Ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы

Их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для

Разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов.

Могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается

Это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой

Магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и

Продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны

Также иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок,

Различные нагревательные агенты, технологические условия (давление,

Температурный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в

Получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без

Термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках

Установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого

Сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном

Этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех

Нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных

Нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического

Дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки

Вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй —

Отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третей — мазут до гудрона.

Газосепаратор — 8, частично возвращаясь в качестве оросителя назад в

Колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего

Служат корректоры температуры и отпарные колонны — 7, где отбираются

Подается в печь —9 , где нагревается до температуры 420°С, и поступает в

Вакуумную колонну —10, работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст.

Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху

Несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором —11. Сбоку колонны

Отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — гудрон.

Бензины получаемые в колоннах —3 и 6 поступают в стабилизатор —13. Газ

Стабильным бензином из колонны —13. А получаемый сверху колонны —15

Http://www.6yket. ru/texnologiya/kontrolnaya_pererabotka_nefti. html

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

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

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

1.1. Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

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

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

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

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

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

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

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

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

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

Центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая.

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

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

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

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

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

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

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

2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением

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

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

Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. О плохой четкости разделения при однократном испарении нефти можно судить по рис.1, где изображены кривые разгонки фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1 — исходная фракция (обобщенная); 2, 3 и 4 — легкие фракции паровой фазы; 5 и 6 — тяжелые фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются друг от друга.

Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением (рис. 2), то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении (линия 1). Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья. Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 3. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

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

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

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

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

Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

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

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

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

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

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

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

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

Для выделения вышеназванных углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы основаны на введении в систему постороннего вещества увеличивающего разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при помощи ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты.

Показателем летучести чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. Однако если углеводороды отличаются по химическому строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Летучесть (u1) может быть определена как отношение мольных долей углеводородов в паровой и жидкой фазах:

Где y1 и х1 — мольные доли углеводорода соответственно в паровой и жидкой фазах.

Легкость разделения углеводородов перегонки зависит от их относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (a) определяется соотношением их летучестей (u1 и u2), т. е.

Где P1 и P2 — давление насыщенных паров углеводородов, x1 и x2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, p — общее давление в системе. Отсюда

Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.

Если вводимый для увеличения разницы в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин и алкилфталаты.

Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем.

Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.

При азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси.

Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.

Парциональное и общее давления над идеальным раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.

Коэффициент активности j является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:

Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.

Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 4. Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 — ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 — аккумулятор, 5 — холодильник, 6 — насосы.

Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис.5. Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций.

В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.

В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.

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

Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах — 1 (рис. 6.) в качестве насадки — 2 применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают насыпом на специальные тарелки — 4 с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы — 3. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости.

В тарельчатых колоннах 1 (рис. 7) для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.

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

В некоторых процессах переработки нефти (например переработка с попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны 1 (рис. 8) с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны — 2 и тарелок закрепленных к центральному вращающемуся валу — 3. Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода — 4 со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху— 5 по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем — 6. Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.

В промышленности наиболее часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов.

В зависимости от направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков.

Http://donhim. ucoz. ua/load/pererabotka_nefti/1-1-0-6

«Цікавить питання бухгалтерського обліку нафтопереробки (купується сировина, віддається на переробку за певну плату (розрахунок готівкою), вихідні продукти переробки в подальшому продаються. Втрати при переробці списуються. Цікавить ваш варіант відображення цього процесу на рахунках бухобліку. Слід включати плату за переробку до собівартості продукції чи ні, адже розмір плати надається вже в кінці місяця, а продукція реалізується протягом місяця. Чи можливо просто списати ці витрати на 92 рахунок».

Очевидно, речь идет о формировании себестоимости продуктов переработки нефти в условиях, когда эта переработка осуществляется сторонней организацией. Предприятие, о котором идет речь, закупает сырую нефть, передает ее для переработки другому предприятию (нефтеперерабатывающему), а затем торгует готовыми нефтепродуктами. То есть, изначально мы имеем дело с толлинговыми операциями, чаще называемыми как операции с давальческим сырьем. Здесь стоит уточнить, толлингом операции с давальческим сырьем называются в том случае, когда они рассматриваются с точки зрения заказчика. Если же речь идет об операциях с давальческим сырьем на нефтеперерабатывающих предприятиях с точки зрения переработчика, то это называется процессингом. 1 Итак, рассматриваем учет толлинга. Процессинг же рассмотрим лишь постольку, поскольку это будет касаться нашего вопроса в тех или иных деталях.

Толлингом называется способ организации переработки сырья и материалов в готовую продукцию и способ расчетов за эту переработку, по условиям которых сырье и материалы заказчика передаются другому предприятию – переработчику без компенсации их стоимости, у которого эти запасы учитываются на забалансовом счете до передачи давальщику изготовленной из них продукции. 2

Важно понимать, что действия переработчика являются по существу оказанием услуг (выполнением работ) по изготовлению (переработке), и не являются производством продукции в строгом понимании этого термина. Таким образом, субъекта, производящего какую бы то ни было продукцию из давальческого сырья, нельзя назвать производителем в полном смысле этого слова, ибо он является только изготовителем такой продукции по заказу владельца сырья и материалов, из которых она производится. 3 Услуги по переработке давальческой нефти на нефтеперерабатывающих предприятиях называются, как уже отмечалось, процессингом.

Поскольку вопрос был задан о переработке нефти на нефтепродукты, то это означает, что перерабатывающее предприятие является плательщиком акцизного сбора. И это прямым образом затрагивает заказчика. Согласно ст.2 Декрета КМУ № 18 – 92 производители подакцизных товаров, в том числе и такие, кто производит их из давальческого сырья, являются плательщиками акцизного сбора по ставкам, установленным в твердых суммах. Следует уточнить, плательщиком акцизного сбора в любом случае является покупатель подакцизных товаров, но на производителя (изготовителя по заказу) возлагается обязанность своевременно перечислять акцизный сбор в бюджет. Производитель определен Декретом как плательщик лишь постольку, поскольку именно он этот налог начисляет, собирает, передает в бюджет, а также отчитывается перед налоговыми органами по всей форме. В Письме ГНАУ № 855/3/21 – 0111 от 04.10.2000 содержится даже объяснение такого решения: «Така норма прийнята з метою зосередження платників акцизного збору виключно на виробниках підакцизних товарів, відмови від пошуків замовників, за дорученням яких виготовляються підакцизні товари з давальницької сировини, і таким чином спростити адміністрування цього податку. Так, на сьогодні в Україні зареєстровано 12 виробників нафтопродуктів, в той час як замовників, наприклад, тільки по ГПУ „Шебелинкагазвидобування” (Харківська обл.) – 95». – Вот так, дескать, вас, торговцев нефтепродуктами, шибко много развелось, куда легче обойти с проверкой нефтеперегонщиков, коих во всей Украине всего двенадцать. Впрочем, решение это нельзя не признать мудрым.

Итак, производитель нефтепродуктов, в случае переработки им давальческого сырья в действительности оказывает услуги по изготовлению определенной продукции. Акцизом облагается именно определенные виды продукции 4 , и не облагается ни один из видов услуг. В то же время на субъекта, который по заказу других субъектов изготавливает подакцизную продукцию, возлагается обязанность начислять и платить в бюджет акцизный сбор; при этом заказчик возмещает изготовителю сумму акциза одновременно с оплатой стоимости услуг по изготовлению. Последний в дальнейшем компенсирует себе эту сумму при продаже данного товара своим покупателям. Вот почему покупатели подакцизных товаров считаются реальными плательщиками акцизов, а сам акцизный сбор – косвенным налогом.

Сумма акцизного сбора на такие товары как нефтепродукты исчисляется исходя из натурального, а не стоимостного объема выпущенной продукции. Поэтому при начислении акцизов на такую продукцию, какого бы происхождения она ни была – будь она изготовлена из собственного сырья или давальческого – проблем у изготовителя не возникает. Единственное отличие в том, что оборотом по реализации у переработчика является не полная стоимость готовой продукции, а только стоимость переработки давальческого сырья, включая акцизный сбор. Соответственно, и счет-фактуру переработчик выписывает заказчику только на стоимость переработки и акциза. При этом акциз перечисляется на спецсчет переработчика с последующим перечислением его в бюджет, поэтому счет выставляется на акциз отдельно и на другие реквизиты, чем счет за услуги по переработке. При этом учитывается и у заказчика, и у переработчика отдельно. В примере, который будет приведен ниже, мы их разделять не станем, ради упрощения примера.

Согласно Письму ГНАУ от 10.09.2001 № 12142/7/16–1201, платеж по акцизу не входит в базу обложения НДС при его начислении за услуги по переработке давальческой нефти. Но только при условии, если сумма акцизного сбора в расчетных и других сопроводительных документах выделена отдельной строкой.

Прежде чем привести пример учета операций по передаче давальческой нефти в переработку и продаже нефтепродуктов, следует заметить, что говорить о каком-либо одном из их видов почти не имеет практического смысла, так как переработка нефти – это процесс, в результате которого получается сразу несколько видов продукта. Так, при первичной переработке нефти путем чередования испарения жидкости и конденсации паров (перегонки) происходит разделение сложной жидкости на отдельные фракции. В результате первичной переработки получают: бензин, лигроин, керосин, газойль и другие продукты; а также попутную продукцию первичной перегонки: мазут, гудрон, сырье для производства битумов. После вторичной переработки (крекинга, риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, висбрекинга, изомеризации) полученные в результате первичной переработки нефтяные фракции превращаются в: бензол, толуол, ксилолы и этилобензол. Повышение октанового числа бензинов также происходит в процессе уже вторичной переработки. Причем и при вторичной переработке выделяется своя попутная продукция, номенклатура которой достаточно обширна.

Таким образом, становится понятным, что заказчик, передавая сырье переработчику, не может рассчитывать на то, что из данной партии сырья будет произведен только один вид продукции (бензин, например); на выходе получатся и другие нефтепродукты. Следовательно, договор толлинга может предусматривать такие условия:

    либо заказчик в результате сделки получает от переработчика все, что было произведено из ранее переданного им количества сырой нефти и рассчитывается за работу деньгами, либо он получает только определенные виды (или один вид) продуктов переработки, а остальные продукты остаются у переработчика и засчитываются ему в уплату за выполненную работу по согласованной с заказчиком стоимости.

В последнем случае, если стоимость оставшихся у переработчика нефтепродуктов не покрывает стоимости работ по договору, заказчик должен восполнить недостающую сумму деньгами. Есть сведения, что на практике никто не выделяет в договорах стоимость тех продуктов, которые остаются в распоряжении переработчика. Остается лишь сожалеть, о том, что никто до сих пор не попытался устранить этот непорядок в расчетах.

Однако же, поскольку нефтеперерабатывающее предприятие производит свою продукцию постоянно и непрерывно (так же как постоянно и непрерывно получает нефть из разных источников), то нельзя не допустить, что заказать ему какой-то один из видов нефтепродуктов вполне возможно. Другое дело, что в таком случае сделка не может считаться чисто толлинговой, ведь бензин 5 , полученный заказчиком в результате, был произведен не только из сырья этого заказчика, но частично и из собственного сырья производителя. В итоге сделка лишь частично может считаться толлинговой, в другой же своей части она будет считаться обычной операцией купли-продажи, а по характеру расчетов – бартерной, т. к., с одной стороны, заказчику передается продукт, произведенный не из давальческого сырья, а с другой стороны – производитель оставляет у себя все остальные продукты его переработки. В этом случае остается только порадоваться, что с некоторых пор в налоговых законах отменена норма, согласно которой в случае бартера налоговый кредит, как и валовые расходы, засчитывались по балансирующей операции, а не по первому событию, как для всех других случаев. Трудно представить, как доблестные налогосборщики справлялись в подобных случаях со своей задачей до 01.01.04. Попробуй-ка, выдели из единой, неразрывной сделки суммы, относящиеся к юридически различным операциям и подлежащие различным режимам налогообложения. Впрочем, даже если кто-то и сумеет выделить эти операции, то будет нелегко доказать, что та или иная часть полученных нефтепродуктов была произведена не из давальческой нефти, а из собственного сырья переработчика. Дело в том, что переработчики, как правило, учитывают давальческую нефть отдельно от собственной, на отдельном узле учета по показаниям отдельного счетчика. Таким образом, они могут координировать свои поставки готовой продукции между различными давальщиками с учетом «ассортиментных пожеланий» последних.

Затраты переработчика на процессинг формируются исходя из общей суммы эксплуатационных расходов по нефтеперерабатывающему предприятию в целом (из расчета на 1 тонну давальческой нефти), независимо от ассортимента продукции, которую в итоге получает заказчик. При этом такая статья расходов как мазут на технологические цели в стоимости процессинга не учитывается, т. к. этот мазут является попутным продуктом давальческой нефти – сырья, которого переработчик не покупал. С другой стороны, и заказчик (давальщик) не может отразить у себя этот сожженный мазут, т. к. у него в учете уже показаны расходы на приобретение той самой нефти, из которой этот мазут выделился. В противном случае это будет расценено как необоснованное завышение расходов.

Нельзя также учитывать в качестве отдельных затрат безвозвратные отходы (технологические потери) в пределах норм, причем ни в учете переработчика, ни в учете давальщика. Если же переработчику случилось понести сверхнормативные потери, то это, как говорится, его печаль, его убытки, заказчик же в любом случае должен получить готовых продуктов столько, сколько заказывал по договору; если только не будет доказано, что эти потери – следствие получения от него некачественного сырья. Это тот исключительный случай, когда сверхнормативные потери может констатировать в учете заказчик, а не переработчик. В другом случае сверхнормативные потери у заказчика могут возникнуть на этапе хранения и транспортировки, но только если договор на переработку предусматривает хранение и отгрузку силами и средствами заказчика, либо транспортировку по трубопроводу, что типично. Однако же во втором случае это будет называться потери при транспортировке, а отнюдь не технологические потери.

Что касается возвратных отходов, то все они обычно остаются у переработчика, поскольку в большинстве случаев представляют собой ловушечный продукт – технологическую смесь, улавливаемую специальными установками и используемую затем в дальнейшем производстве. Возвратные отходы (оцененные, как правило, по стоимости исходного сырья) при калькулировании себестоимости продукции нефтепереработки вычитаются. Себестоимость процессинга (услуг по переработке давальческой нефти) также формируется с учетом вычета возвратных отходов, поскольку эти продукты, выделенные из не принадлежащей нефтепереработчику нефти, тем не менее остаются у него, притом обычно даже без всякой компенсации за них владельцу сырья.

В связи с вышеизложенным, а также в связи с тем, что читатель в своем вопросе упоминает о «потерях при переработке», которые «списываются» (надо понимать, заказчиком), автор рекомендует читателю поинтересоваться в бухгалтерии переработчика, о каких потерях идет речь. Иначе говоря, что в таком случае заказчику приходится списывать, кроме первоначальной стоимости нефти и стоимости оплачиваемых переработчику услуг, включая акциз. Крайне необходимо разобраться в этом вопросе; возможно, окажется, что переработчик предъявляет к оплате необоснованно завышенные или, в лучшем случае, неправильно оформленные счета. Хотя, есть сведения, что на практике выяснение таких отношений с переработчиком весьма затруднительно. Поэтому, прежде чем решиться на это, бухгалтеру заказчика нелишне обратиться к своему руководителю, подпись которого стоит в договоре, с вопросом, о каких «плановых потерях» идет речь в этом документе. Подписывая такой договор, где обозначен определенный процент плановых потерь сырья, руководитель должен знать, почему эти потери несет заказчик, а не переработчик.

В себестоимость полученных готовых нефтепродуктов включать стоимость услуг по их изготовлению, конечно же, необходимо. Счет 92 для этого никак не пригоден, у него другое назначение. Расхождение в том, что нефтепродукты поступают от переработчика и реализуются покупателям в течение всего месяца, а размер оплаты за переработку становится известным только в конце месяца (очевидно, из предъявленного переработчиком счета), не должно стать помехой для правильного формировании себестоимости этих нефтепродуктов. Цена товара, безусловно, зависит от его себестоимости, но все же не настолько, насколько она зависима от состояния рынка. Особенно чувствительны к рыночным колебаниям цены на нефтепродукты. Поэтому торговцам нефтепродуктами при определении продажных цен на свой товар нет никакой необходимости дожидаться счетов от нефтепереработчиков. Даже если бы продавцу еще в начале месяца было известно, какую огромную сумму к оплате предъявит переработчик, он не смог бы свои цены повысить, как вряд ли захотел бы их снизить, окажись для него эта переработка ошеломительно дешевой.

Надо сказать, любое предприятие, будь оно производственное или торговое, реализует свою продукцию (товары) в течение месяца по сложившимся рыночным ценам (или однажды установленным, если они регулируемые), и по мере продажи бухгалтерия отражает эти обороты (кредит счета 70) в учете. И лишь в конце месяца формируется себестоимость реализованной продукции (товаров) исходя из фактически сложившихся затрат, которые так же постепенно накапливались в учете. А некоторые и не накапливались. Взять хотя бы такой известный и общепонятный элемент затрат как заработная плата и расходы на социальное страхование. Ведь эти затраты становятся известными не раньше, чем зарплата будет начислена, то есть лишь в начале месяца, следующего за отчетным. Поэтому получение счетов к оплате за переработку нефти в конце отчетного месяца – это вовсе не поздний срок для формирования себестоимости проданных в течение месяца нефтепродуктов.

Следует напомнить, что при формировании себестоимости реализованных товаров весьма желательно соблюдать принцип соответствия понесенных расходов полученным (начисленным) доходам. В случае с нефтепродуктами соблюсти этот принцип хоть и нелегко, но все же возможно. Следует подсчитать количество реализованных в течение месяца нефтепродуктов (например, в тоннах) и списать на себестоимость затраты на переработку аналогичного количества. Такое же количество должно быть списано сырой нефти по ее закупочной (первоначальной) стоимости. Разумеется, это не всегда будет совпадать с количеством переработанной за месяц нефти, которая указана в очередном счете от переработчика. Все объясняется просто: на вашей АЗС остались запасы, не могли не остаться. При этом, если быть до конца корректным, следовало бы в таком расчете затрат предусмотреть поправочный коэффициент, применение которого позволяло бы учитывать качество (марку) нефтепродуктов, ведь стоимость их производства различна, а, значит, и себестоимость более дешевого вида НП должна быть ниже тех, за услуги по производству которых приходится платить дороже. Такой коэффициент рассчитывается самостоятельно и утверждается в соответствующем пункте приказа об учетной политике.

То, что одна из первейших заповедей бухгалтерии – принцип соответствия не соблюдается большинством предприятий, имеет свои причины. В нашей стране бухгалтерский учет не в почете с тех пор, как его отказались контролировать в налоговых целях. Были бы правильно начислены валовые расходы и валовые доходы – вот цель и смысл сегодняшней «бухгалтерии». Налоговый инспектор – вот единственный «внешний пользователь», ради которого ведется учет. И никакие «инвесторы и кредиторы» нам не указ. Поэтому автор не удивится, если все вышеизложенное о необходимости соблюдать принцип соответствия кому-то покажется излишним теоретизированием. Вместе с тем автор, вовсе ни на чем не настаивая, все же рекомендует бухгалтеру предприятия–заказчика, внимательно ознакомиться с данными рекомендациями, сопоставив их с управленческими задачами, которые выполняет бухгалтерский учет на предприятии, чтобы затем принять взвешенное решение.

Вообще для успешной бухгалтерской работы крайне важно уметь разделять между собой такие учетные категории как денежные потоки и признание доходов/расходов. Если нам предъявлен счет к оплате, то это всего лишь говорит о том, что мы должны его оплатить. А указанная в счете сумма должна отразиться в учете как расход в полном соответствии с аналогичным объемом реализации. Иначе говоря, если в течение месяца продано 10 тонн такого-то бензина, а оплачено за переработку 15-и тонн этого продукта на выходе, то в себестоимость реализованного за текущий месяц бензина должны быть списаны только расходы на производство 10-и тонн. Остальные пять будут списаны по мере реализации. Учитывая обширную номенклатуру нефтепродуктов, которыми одновременно торгует любой субъект такой деятельности, организовать такой учет не очень-то просто, хотя и вполне возможно. Следует сопоставить количества по видам нефтепродуктов и суммы оплаты за изготовление таких количеств в остатках товарных запасов на начало месяца, в оборотах реализации за месяц и в остатках на конец месяца. Формула расчета затрат по переработке на остаток нефтепродуктов будет подобна той, по которой в торговле ежемесячно рассчитывают ТЗР на остаток товаров. Остальное, как говорится, дело техники.

Ниже приводится общая схема учета операций с нефтепродуктами, но во избежание громоздкости, представим идеальный случай – когда вся изготовленная за месяц продукция в этом же месяце и продается, без остатка на начало и конец месяца. Наша цель – показать последовательность бухгалтерских проводок. Кроме того, мы допускаем, что в нашем случае применялись исключительно денежные расчеты, и никакая часть продукции не оставалась у переработчика в качестве компенсации.

Вариант 1. Если акциз не выделен в счете за переработку отдельной строкой.

Http://buhlabaz. ru/bukhgalterckij-uchet/ukrainskij-bukhuchet/bukhgalterskij-uchet-ukr/bukhgalterskij-uchet-po-p-s-bu/neftepererabotka-na-davalcheskih-usloviyah

Изобретение относится к нефтепереработке и нефтехимии, в частности к специальной обработке нефти не синтезированным растворителем. Изобретение касается способа переработки обессоленной и обезвоженной нефти путем смешивания не синтезированного растворителя в составе от 8 до 15% от массы нефти в течение 3-5 часов при температуре окружающей среды с последующим фракционированием смеси с выделением продуктов. Технический результат – увеличение выхода светлых продуктов. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтепереработке и нефтехимии, в частности к способам переработки нефти.

Предлагается способ ректификации нефти путем активирования нормальных парафинов, гетеросоединений, асфальтосмолистых высокомолекулярных соединений не синтезированным растворителем для увеличения выхода количества светлых продуктов выше их потенциального содержания, чем в исходном сырье.

Этот процесс определяет рентабельность всего нефтеперерабатывающего производства. Современный этап развития нефтепереработки характеризуется вниманием к коллоидно-химическим аспектам нововведения нефтяного сырья в различных технологических процессах. Установлена четкая корреляционная зависимость между средними размерами частиц дисперсионной фазы нефти и результатами перегонки нефтяного сырья разного фракционного состава. На основании сопоставления результатов изменения дисперсности и выхода дистиллята при перегонке показано, что введение в нефть не синтезированного растворителя в оптимальной концентрации 8-15 об. % способствует уменьшению средних размеров частиц дисперсионной фазы и приведению дисперсионной системы нефти в активное состояние, что приводит к увеличению выхода светлых продуктов из нефти до 80 – 85%.

Проблема углубления переработки нефти становится все более актуальной, поскольку тенденция по ухудшению качества нефти продолжает усугубляться. Переработка нефти в настоящее время представляет собой серьезную проблему. Это прежде всего связано с техническими сложностями, возникающими при углублении переработки нефти, как, например повышенное газообразование в процессе каталитического крекинга, к чему стремятся большинство российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Известны способы переработки нефти

[1, 3], включающие в технологию предварительное фракционирование обессоленной и обезвоженной нефти, с последующей вторичной переработкой каждой из нефтяных фракций, требующей значительного количества сложного технологического оборудования. Большой объем различных катализаторов, гидроочистки, риформинга, висбрекинга, каталитического крекинга, о недостатках которого сказано выше, также приводит к образованию значительных количеств остаточных продуктов, трудно поддающихся переработке.

Основной задачей нефтепереработки являлось выделение фракций выкипающих при определенных температурах с удалением из исходной нефти более легких фракций путем их нагрева. Процесс разделения на составляющие углеводородные фракции является современным способом ее переработки. В нефти наиболее ценным являются светлые нефтяные фракции и традиционно разрабатывались месторождения нефти с высоким содержанием светлых дистиллятов. С развитием транспорта потребление светлых нефтепродуктов резко увеличилось, что привело к снижению месторождений нефти с высоким содержанием светлых нефтепродуктов. В связи с возрастающей потребностью в них, получил широкое развитие процесс глубокой переработки нефти.

Углубленная переработка нефти предусматривает совершенствование технологии переработки, которая бы повысила выход светлых продуктов за счет уменьшения доли тяжелых остатков в виде мазута, гудрона, вакуумных остатков, гетерогенной части нефти. В современных условиях это более экономичный путь.

Глубина переработки нефти в данное время на передовых НПЗ достигла около 85%, на остальных, в основном, 55-65%. Глубокая переработка нефти представляет серьезную проблему, связанную с техническими сложностями, возникающими с образованием значительных количеств остаточных продуктов, газовыделений.

Одним из путей решения задачи по увеличению выхода светлых продуктов, снижения материалоемкости российскими и зарубежными последователями предлагаются различные способы и технологии, позволяющие увеличить выход светлых продуктов, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, что связано с физико-химической переработкой нефти.

Имеются публикации по гидроочистке нефтяного сырья, известные подходы к гидрооблагораживанию отдельных нефтяных фракций, но они не применимы для переработки нефти. Также имеет решения по технологической сущности способ гидроочистки углеводородного сырья, в частности вакуумного газойля. Но этот способ не позволяет осуществить гидрооблагораживание самой нефти на стадии предварительной переработки – до фракционирования [7], когда в ее состав входят асфальтосмолистые вещества.

Наиболее близким решением по технической сущности является способ термокаталитической обработки обессоленного исходного сырья в присутствии алюмоникель и/или алюмокобальтмолибденового катализатора в среде водорода при повышенной температуре 330-450°С и давлении 15-50 атм. При условии перед термокаталитической переработкой исходное сырье предварительно нагревают до 40-50°С и смешивают с низшим алифатическим спиртом, взятым в количестве 1-7 об. %, и обработку проводят в присутствии катализатора с последующим функционированием полученного продукта. Однако этот способ требует затрат на катализаторы, их расход и регенерацию, предварительный нагрев до 40-50°С и далее, после перемешивания, создания высокого давления и высокой температуры 330-420°С при проведении процесса и незначительное увеличение выхода светлых продуктов на 7%.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение выхода светлых продуктов за счет уменьшения доли тяжелых фракций в виде мазута, гудрона, гетерогенной части нефти и получение светлых нефтепродуктов с улучшенными характеристиками.

Поставленная цель достигается воздействием не синтезированным растворителем на обезвоженную и обессоленную нефть, а именно растворением асфальтосмолистых соединений, нормальных парафинов, гетеросоединений, тем самым увеличивая выход светлых продуктов при атмосферной перегонке нефти.

Воздействовать на кинетику состава нефти и химическими веществами, поверхностно-активными веществами, и присадками. На основании сказанного был применен химический способ.

Возможность реализации предлагаемого изобретения доказана результатами анализов, проведенных в аттестованной лаборатории «Испытательный центр лаборатории нефтепродуктов» ЗАО «Газпромнефть-Кузбасс» г. Новокузнецка, реквизиты которой указаны на титульном листе протокола испытаний. Проверка по использованию предлагаемого изобретения проводилась на опытно-промышленной установке на мини-НПЗ производительностью 1 м 3 /час. В качестве сырья использовалась нефть с качеством, приведенным в примере. Качество исходной нефти и обработанной не синтезированным растворителем определялось на стандартной установке по ГОСТ 2177 и ГОСТ 11011. По этим ГОСТ-ам определяется фракционный состав полученных светлых фракций (таблица 2).

Отличительным признаком предлагаемого способа является учет специфических особенностей, присущих дисперсному состоянию нефтяных систем и факторов воздействия на такие системы. Позволяет подойти к вопросу интенсификации многих процессов переработки нефти. Увеличение отбора светлых фракций при перегонке нефти является важной задачей на основе регулирования фазовых переходов в дисперсных системах. Главное в них антибатное изменение размеров ядра и сольватной оболочки. Это достигается не синтезированным растворителем при дистилляции химического продукта, полученного при температуре 120-180°С.

На основании вышесказанного, в качестве химического вещества был предложен и испытан не синтезированный растворитель, представляющий собой ароматические соединения среднего состава, полученные при дистилляции каменноугольной смолы. Плотностью 9250 кг/м 3 – 1095 кг/м 3 с началом кипения 120°С и концом кипения 180°С. Этот продукт образуется всегда при дистилляции смолы и используется для производства технического углерода при производстве сажи.

Химическое действие на нефть подробно описано в тексте описания изобретения. Использование данного растворителя представляется возможным еще и потому, что дистилляция обработанной нефти проводится по разработанному ранее технологическому режиму для атмосферной перегонки нефти, так как не синтезированный растворитель с началом кипения 120°С и концом кипения 180°С вписывается в технологический режим нагрева нефти с началом кипения 35-40°С и концом 350°С. По мере поднятия температуры нагрева нефти средний состав ароматических соединений насыщает отгон нефти прямогонного бензина ароматическими соединениями, тем самым доводит его качество по октановому числу до 95 по исследовательскому методу, то есть бензина Евро-3, так как содержание ароматических соединений в бензине не превышает 30-35%.

Но основное достоинство данного растворителя это изменение радиуса ядер и толщины адсороционно-солъватной оболочки сложноструктурной единицы, которая является элементом нефтяной дисперсной системы. Не синтезированный растворитель вносит изменения в дисперсную систему, подавляет процесс образования асфальтенов и смол при температуре 260-300°С, так как является их растворителем, интенсифицируется процесс деструкции за счет воздействия на микродинамику жидких реакционных сред, содержащихся в нефти. При этом изменяется баланс сил между частицами дисперсной системы. Размер этих частиц уменьшается. Уменьшение размера частиц дисперсной фазы приводит к разрешению структур решеток смол и асфальтенов. Уменьшаются энергетические затраты за счет снижения температуры плавления и испарения по сравнению с начальным составом нефти и позволяет увеличить выход дизельного топлива на 20-30% (таблица 1). Более глубокое воздействие растворителя на нефть описано ниже по тексту.

Данный растворитель переводит дисперсную систему нефти в активное состояние. В результате происходит изменение размеров частиц, составляющих дисперсную систему при перегонке нефти. Минимальный размер ядра сложноструктурной единицы позволяет существенно увеличить выход светлых продуктов при атмосферной перегонке. В результате введения не синтезированного растворителя изменяется радиус ядер и толщина адсорбционной сольватной оболочки сложноструктурной единицы, которая является элементом нефтяной дисперсной системы. Подавляет процесс образования асфальтенов и смол при температуре 260-300°С, так как является их растворителем. Интенсифицирует процессы деструкции парафинов за счет воздействия на микродинамику жидких реакционных сред, содержащихся в нефти. При этом изменяется баланс сил между частицами дисперсной системы, размером этих дисперсных соединений вследствие химического влияния не синтезированного растворителя в сторону уменьшения. Происходит разложение высококипящих фракций нефти. Углеводородные связи разрушаются, образуя более широкий спектр фракций по сравнению с первоначальным составом нефти и при перегонке, что позволяет увеличить выход светлых продуктов. Уменьшаются энергетические затраты за счет снижения температуры плавления, кипения и испарения. За счет не синтезированного растворителя уменьшается размер частиц дисперсионной фазы, что приводит к разрушению структурной решетки смол и асфальтенов. Также происходит деструкция нормальных парафинов.

Интенсифицируется процесс перемешивания составляющих соединений нефти с парафином. Происходит разрыв непрерывной цепочки в молекуле парафина, образуются эвтектические смеси с углеводородами, находящимися в дисперсной части нефти. Поэтому основной задачей является установление перехода нефтяной дисперсной системы в активное состояние в условиях существующей технологии переработки нефти.

Впервые выявлена активность не синтезированного растворителя, играющего решающую роль перевода в экстремальные условия дисперсную систему тяжелой части нефти. Исследована способность дисперсной части нефтяного сырья различной химической природы нефти переходить в активное состояние при введении не синтезированного растворителя.

В известных способах переработки нефти применение описанной технологии неизвестно, поэтому данное техническое решение соответствует критериям «новизна» и «существенные отличия».

В качестве сырья использовалась обезвоженная и обессоленная нефть со следующими физико-химическими характеристиками:

Фракционный состав исходной и смешанной с 12% об. не синтезированного растворителя определяли по стандартной установке АРН – 2 по ГОСТ 11011-85, результаты приведены в табл.1. Для образования смеси брали 88 мл исходной нефти и 12 мл не синтезированного растворителя, вводили при исходной температуре, перемешивали в течение часа, далее проводили фракционирование исходной нефти и с растворителем. В пределах температур фиксировали выход фракций через каждые 10 мл раствора. Фиксировали по температуре и выходу фракций для определения влияния не синтезированного растворителя. Как описано выше, подвергнутая растворению нефть разгоняется без изменения технологического режима, предусмотренного на НПЗ и мини-НПЗ – нагрев нефти не выше 360°С при атмосферном давлении. Поэтому стадию фракционирования проводят при температуре окружающей среды и технологическом режиме, разработанном для НПЗ и мини-НПЗ.

По достоверным данным, в настоящее время в РФ известно около 27 крупных НПЗ с производительностью до 10 млн. т/год и около 110 мини-НПЗ с производительностью от 50 тыс. до 1 млн. т/год, где на последних, в основном, отбираются только три фракции: бензиновая, дизельная и мазут. Оценка эксперимента проводилась по данным фракциям, так как растворитель подбирался и предназначался для мини-НПЗ, где не присутствуют вторичные процессы переработки.

При приведении примеров 1-5 табл.1, мы видим, что предложенный способ переработки нефти позволяет значительно повысить количество и качество светлых фракций. Прямогонный бензин и дизельная фракция оценивались пофракционно (табл.2) и содержанию октанового числа по моторному методу. Октановое число полученного прямогонного бензина, выход которого увеличился незначительно (1-5%), составило 85 единиц, что соответствует Аи-95 по исследовательскому методу. Дизельное топливо имеет цетановое число 42-48 единиц, а температуру замерзания ниже 20°С, так как не отбирался керосин. Температура вспышки составила от 49 до 58°С без депарафинизации. Выход дизельной фракции увеличился с 30% (исх.) до 55%, то есть на 25%. Это доказывает, что не синтезированный растворитель работает с тяжелой частью нефти. Данные независимой лаборатории приведены в приложении.

В примере 1 смешивание осуществлялось в течение 1 часа. Это зависело от объема нефти для обработки, так как процесс растворения происходит при тесном взаимодействии нефть-растворитель, происходящем в насосе, поэтому при проведении опытно-промышленного процесса в объеме нефти находилось 5 м 3 /час. Перемешивание зависит от производительности насоса и трубы, этого было достаточно. В формуле изобретения были приведены 3-5 часов из расчета производительности мини-НПЗ от 50000 до 200000 тонн в год. Для гарантии взаиморастворения малых объемов растворителя с большим объемом нефти и было приведено время от 3 до 5 часов.

1. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2. – М: Химия, 1980, с.10-20.

2. Суханов В. П. Каталитические процессы в нефтепереработке. – М: Химия, 1979, с.3 и 4.

Http://bankpatentov. ru/node/355477

27 Декабря 2011, 17:21. OilGasField. ru. Российские и белорусские нефтяные компании завершили согласование условий поставок российской нефти на НПЗ Беларуси для переработки с последующим экспортом нефтепродуктов за пределы Таможенного союза в 2012-2015 гг. Об этом пишет “Коммерсантъ”.

Цена процессинга на Мозырском НПЗ для российских переработчиков выросла на $6 – с $35 до $41/т. Если в 2011 г. РФ продавала Беларуси 1 т с премией $46 к приведенной мировой цене (netback Роттердама), то с 2012 г. будет продавать с дисконтом $3,7. При этом российские компании получают право перерабатывать на условиях процессинга до 50% поставляемой по трубопроводам нефти.

По словам премьер-министра республики Михаила Мясниковича, прямая экономия от новых условий поставок нефти составит около $700 млн.

Ранее российские компании не имели возможности перерабатывать нефть на белорусских НПЗ, и поэтому не могли снабжать нефтепродуктами вои АЗС в республике из давальческой нефти. Они покупали топливо у ПО “Белоруснефть”. Теперь же, пишут “Белорусские новости”, российских компаний созданы более привлекательные условия для работы на белорусском рынке.

“Для российских нефтяных компаний оптимизированы условия покупки нефтепродуктов для обеспечения своих АЗС на белорусском рынке. Компании смогут самостоятельно распоряжаться нефтепродуктами, произведенными из давальческой нефти. У них будут лишь обязательства по обеспечению топливом своих АЗС”, – сообщил источник издания.

Возобновление давальческой переработки нефти выгодно и белорусским НПЗ, которым была интересна работа на условиях процессинга с российскими компаниями и оптимальная доля загрузке собственных мощностей давальческой нефтью.

Это связано с дефицитом у НПЗ валютных средств, чтобы самостоятельно обеспечить 100%-ную загрузку мощностей. А давальческие схемы дают возможность не только сократить затраты на покупку нефти, но и дополнительно зарабатывать на процессинге. “Обращает на себя внимание тот факт, что соглашение не обязывает российские компании перерабатывать на мощностях белорусских заводов именно 50% всей поступаемой в Беларусь нефти. Они будут руководствоваться экономической целесообразностью. Не исключено, что в определенный период для российских компаний будет не выгодно работать в Беларуси на условиях процессинга. Может, в итоге они переработают только 20% всей нефти, а не 50%”, – пояснил источник “Белорусских новостей”.

Как пишет издание, при загрузке 50% своих мощностей давальческой нефтью перед НПЗ встанет другая проблема – продажа собственных нефтепродуктов на экспорт. Ведь при таком варианте заводы сократят производство собственных нефтепродуктов, а значит, сократится и физический объем поставок белорусских нефтепродуктов на зарубежные рынки.

Напомним,15 декабря Россия и Беларусь подписали баланс топливно-энергетических ресурсов на 2012 г., а также согласовали условия поставок российской нефти на белорусские НПЗ в 2013-2015 гг. В 2012 г. на НПЗ республики трубопроводным транспортом будут поставлены 21,5 млн т российской нефти, что на 3,5 млн т больше, чем в 2011 г. Согласованный баланс поставок нефтяного сырья в республику на 2012 год полностью обеспечивает потребности белорусских НПЗ.

В связи с созданием Единого экономического пространства России, Беларуси и Казахстана балансы на 2012 год впервые предусматривают поставки белорусских нефтепродуктов российским потребителям. Для этого поставщики нефти возобновят давальческую переработку на НПЗ республики, получив право переработать до 50% поставляемого сырья. Однако российские компании, прежде всего, должны будут обеспечить потребности своих АЗС в Беларуси.

Http://oilgasfield. ru/news/neftepererabotka_sbyt/37769.html

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан, даже бензиновые фракции). В случае если не принять меры по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров, безвозвратные потери могут достигать 5 % от нефти. Чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. В случае если в нефти, поступающей на перегонку содержатся газообразные углеводороды, они отбираются с бензином и он делается нестабильным (меняет свой состав при хранении). Основные потери летучих углеводородов происходит в резервуарах. При этом есть потери при процессах, носящих названия "большое дыхание" и "малое дыхание". "Большое дыхание" – процесс выделœения в атмосферу воздуха, насыщенного углеводородами при заполнении резервуара нефтью. Потери тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар (при одном давлении), а также при повышении температуры и содержании летучих в нефти. "Малое дыхание" – процесс, протекающий в результате дневного колебания температуры: при ее повышении давление возрастает, срабатывает дыхательный клапан, часть паров сбрасывается в атмосферу. Ночью происходит обратный процесс. Для предотвращения применяют следующие методы:

– сооружение дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление;

– сооружение сферических резервуаров для хранения бензинов под повышенным давлением.

Дышащие баллоны – резервуары, емкостью до 10000 м 3 , изготовленные из гибкой стали. Обеспечивают высокую защиту от потерь, но дороги и сложны в изготовлении. Один баллон ставят на несколько бензиновых резервуаров.

Дышащие крыши (недостатки и достоинства как у баллонов) допускают увеличение объема хранилища на 5%.

Плавающие крыши практически устраняют потери. ПК – полый диск, разделœенный на герметические отсеки. Тяжелы (расход стали), дороги, требуют постоянного ухода, небезопасны в пожарном отношении при грозе.

Поливинилхлоридные ковры – плавают в цилиндрических резервуарах. Снижают потери на 60-90%.

Важно заметить, что для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации (см. выше) на промыслах и головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

Вначале идет дегазация. Ниже представлена схема возможного процесса дегазации нефти на промысле.

Вследствие разницы давления газонефтяная смесь из скважины разделяется на газовую и жидкую фазы. Нефть затем направляется на стабилизацию, то есть удаление газообразных компонентов.

Сконденсированные пропан и бутан называются рефлюкс, на НПЗ – широкая фракция легких углеводородов.

Добываемая нефть содержит растворенные газы (смотри выше), частицы песка, глины, кристаллы солей, воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не выше 1.5 %. Механические примеси затрудняют транспортировку, вызывают эрозию внутренних поверхностей труб, образование отложений в теплообменниках и т. п., повышает зольность остатков перегонки нефти, содействуют образованию стойких эмульсий.

Содержание воды – в широких пределах. С увеличением срока эксплуатации скважины воды становится больше (до 90 %). Для перекачки по нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку должно быть не более 0,1-0.3 % (лучше – отсутствовать).

Помимо коррозии есть другие причины ограничивать содержание воды в нефти:

– С увеличением содержания воды возрастает вязкость, что сказывается на условиях транспортировке.

– При испарении воды (1 моль: жидкость -18 мл; пар – 22400 мл) резко возрастает объем (в 1250 раз), как следствие – давление. Возникают аварийные ситуации, снижается скорость ректификации в колонне, нарушается технологический режим, снижается качество нефтепродуктов.

– Скрытая теплота испарения воды 540 ккал/кг (нефти – 40-75 ккал/кг) – резко возрастает потребность в топливе, хладагентах и т. п.

В воде содержатся соли. NaCl практически не гидролизуется, CaCl2 гидролизуется до 10%, MgCl2 – на 90 % и при низких температурах (за счет воды нефти или кристаллизационной воды самой соли). Образуется HCl. Следствие – коррозия.

Сернистые соединœения нефти разлагаются, образуя сероводород. Сероводород реагирует с желœезом (при повышенной температуре) с образованием FeS в виде пленки. FeS реагирует с HCl, пленка разрушается, всœе сначала.

Соли также осаждаются на внутренних поверхностях аппаратов, снижая коэффициент теплопередачи и уменьшая внутренний диаметр труб.

Соленость воды, добываемой с нефтью (минœерализация) определяется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л. воды. Содержание солей в нефти, поставляемой на НПЗ должно быть не более 50 мг/л, в нефти, направляемой на перегонку – не более 5 мг/л.

Эмульсия – смесь жидкостей, взаимно не растворимых, при этом одна из жидкостей внутри другой находится во взвешенном состоянии. В эмульсиях различают дисперсную среду и дисперсную фазу (взвешенная фаза). Есть эмульсии вода в нефти (чаще) и есть нефть в воде. На поверхности раздела фаз происходит адсорбция поверхностно-активных веществ (ПАВ), содержащихся в нефти, которые концентрируются вокруг капель воды.

– образование прочного адсорбционного слоя на границе раздела фаз – зависит от третьего компонента (эмульгатора), в качестве которого выступают ПАВ.

Существуют ПАВ, которые повышают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и разрушают адсорбционный слой. Это деэмульгаторы.

Эмульгаторы в нефтях: смолы, асфальтены, асфальтеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, различные примеси.

Деэмульгаторы бывают ионоактивные (диссоциируют на ионы) и неионогенные (не дают ионов). Эффективность неионогенных в 5-10 раз выше, они используются чаще.

Стойкость эмульсии зависит от химической природы нефти (месторождение), времени существования эмульсии: чем дольше, тем эмульсия устойчивее., так как вязкость эмульгатора со временем возрастает в сотни и тысячи раз. Отсюда – подвергать нефть обезвоживанию лучше сразу на промысле.

– фильтрование ((избирательно смачивающимися веществами, к примеру кварцевый песок легко смачивается водой, пирит – нефтью).;

4) Электрические (обработка эмульсии полем переменного или постоянного тока)

Нефть смешивается с деэмульгатором, поступает в теплообменники, нагреваясь сначала отходящей нефтью, затем водяным паром. Затем нефть поступает в отстойник (Р=0.6-1.5 МПа, время выдержки 1-3 часа), оттуда нефть с водой идет в ловушку, из которой нефть подают на вход, воду – в скважину. Из отстойника нефть также поступает в резервуар, где происходит дополнительный отстой и разделœение фаз.

Http://oplib. ru/random/view/1147285

Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти……………………………..

Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением………………………………………..

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

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

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

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

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

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

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

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

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

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

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

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

Центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м 3 /ч каждая.

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

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

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

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

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

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

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

2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением

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

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

Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. О плохой четкости разделения при однократном испарении нефти можно судить по рис. 1, где изображены кривые разгонки фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1 — исходная фракция (обобщенная); 2, 3 и 4 — легкие фракции паровой фазы; 5 и 6 — тяжелые фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются друг от друга.

Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением (рис. 2), то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении (линия 1). Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья. Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 3. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

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

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

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

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

Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

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

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

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

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

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

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

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

Для выделения вышеназванных углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы основаны на введении в систему постороннего вещества увеличивающего разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при помощи ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты.

Показателем летучести чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. Однако если углеводороды отличаются по химическому строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Летучесть (U1) может быть определена как отношение мольных долей углеводородов в паровой и жидкой фазах:

Где Y1 и Х1 — мольные доли углеводорода соответственно в паровой и жидкой фазах.

Легкость разделения углеводородов перегонки зависит от их относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (A) определяется соотношением их летучестей (U1 и U2), т. е.

Где P1 и P2 — давление насыщенных паров углеводородов, X1 и X2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, P — общее давление в системе. Отсюда

Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.

Если вводимый для увеличения разницы в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин и алкилфталаты.

Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем.

Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.

При азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси.

Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.

Парциональное и общее давления над идеальным раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.

Коэффициент активности J является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:

Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.

Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 4.

Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 — ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 — аккумулятор, 5 — холодильник, 6 — насосы.

Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 5. Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций.

В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.

В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.

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

Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах — 1 (рис. 6.) в качестве насадки — 2 применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают насыпом на специальные тарелки — 4 с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы — 3. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости.

В тарельчатых колоннах 1 (рис. 7) для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.

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

В некоторых процессах переработки нефти (например переработка с попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны 1 (рис. 8) с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны — 2 и тарелок закрепленных к центральному вращающемуся валу — 3.

Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода — 4 со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху — 5 по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем — 6. Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.

В промышленности наиболее часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов.

В зависимости от направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков.

Последовательное, где с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны (рис. 9);

Навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогательных колонн сбрасывают назад в основную (рис. 10). Возможно взаимное подключение вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомогательной колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для

Другой (выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут также иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия (давление, температурный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны;

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

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

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

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

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

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

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

Широкое распространение нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки. Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ приведена на рис. 11. Подогретая в теплообменниках — 1 нефть с температурой 120—140°С поступает в комплекс дегидраторов — 2, где подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С поступает в колонну — 3. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сепаратор — 4, откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь — 5, где нагревается до 330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну — 3 и как сырье в колонну — 6. Сверху колонны — 6

Отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор — 8, частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры температуры и отпарные колонны — 7, где отбираются фракции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны — 6 подается в печь —9 , где нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну —10, работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор —12, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором —11. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — гудрон. Бензины получаемые в колоннах —3 и 6 поступают в стабилизатор —13. Газ из газосепараторов —4, 8 и 14 подается в абсорбер —15, орошаемый стабильным бензином из колонны —13. А получаемый сверху колонны —15 сухой газ сбрасывается к форсункам печей.

Материальный баланс переработки нефти на комбинированной установке ЭЛОУ-АВТ приведен ниже:

Http://referatbank. ru/referat/preview/53067/kursovaya-principy-promyshlennoy-pervichnoy-pererabotki-nefti. html

Добавить комментарий