Виды переработки нефти

В 70-х годах XIX в. начался первый этап развития мировой нефтяной промышленности, который И. М. Губкин охарактеризовал как «осветительный, или керосиновый, период» [66, с. 12]. Он был подготовлен тем, что нефть издавна применяли для освещения. Было замечено, что неочищенная нефть при горении сильно коптит и дает тусклое пламя, а более легкие нефтяные продукты горят ярче. Начались попытки очищать и перерабатывать нефть. В апреле 1855 г. химик Б. Силлиман (США) сообщил о составе американской нефти и указал, что продуктом ее перегонки является масло, пригодное для сжигания в осветительных лампах [67, с. 940].

Открылась возможность использовать Продукты переработки нефти для лампового освещения. Керосиновые лампы оказались экономичнее масляных, проще по конструкции, требовали меньшего ухода. В результате керосин повсюду стал вытеснять растительные масла и началось строительство заводов для его производства.

Керосин как средство освещения вошел в обиход и стал главным продуктом переработки нефти. Спрос на него на мировом рынке резко возрос, и возникновение нефтеперегонных заводов приняло массовый характер. Но при перегонке нефти получались остаточные продукты, в частности бензин, мазут, от которых избавлялись, сжигая или выливая их в реки и моря. В последней четверти XIX в. нефтью начали заменять традиционное топливо — уголь. Так как теплота сгорания нефти выше, чем у всех других видов топлива, ее стали сжигать в топках паровых котлов на фабриках, заводах, на железных дорогах, на судах и т. д. Например, в конце 70-х годов на Каспийском море у братьев Нобель появились паровые наливные суда, топливом для которых служил их груз — нефть. Новые сферы потребления нефти способствовали дальнейшему развитию нефтяной промышленности.

С изобретением двигателей внутреннего сгорания нефть приобрела важнейшее значение в мировой промышленности и на транспорте. На смену производству керосина пришло производство бензина. Постепенно химики открывали все новые свойства нефти и ее продуктов.

Для первых двигателей внутреннего сгорания, например двигателя Э. Ленуара (1860 г.), использовали в качестве горючей смеси светильный газ и воздух. Это были, в сущности, газовые двигатели. Позднее с освоением нефти как жидкого топлива появились керосиновые и бензиновые двигатели. Один из первых бензиновых двигателей изобретен Г. Даймлером в 1883 г. и запатентован им в Германии в 1885 г. Двигатель Даймлера был предназначен для автомобиля, и в 1889 г. был сконструирован первый автомобиль с подобным двигателем.

В 1892 г. Р. Дизель запатентовал двигатель внутреннего сгорания с высокой степенью сжатия, который должен был работать на керосине. В России создались особенно благоприятные условия для внедрения двигателей Дизеля [68]. Здесь в 1899 г. была предпринята удачная попытка перевода дизельного двигателя с керосина на сырую нефть. Первым в мире Дизельным судном стал построенный в 1903 г. в России и курсировавший по Неве нефтевоз «Вандал».

Изобретение легкого бензинового двигателя оказало огромное влияние на развитие нового вида транспорта — авиации.

Таким образом, двигатели внутреннего сгорания способствовали появлению автомобильного транспорта, усилению судового транспорта и возникновению авиации. В этих двигателях применяли продукты нефти. Нефть становилась источником богатства и силы страны, приобретала политическое значение. Не случайно нефтяная промышленность мира уже в начале XX в. была включена в сферу борьбы крупнейших капиталистических промышленных монополий за передел мира. «Поучительный пример попытки такого передела, борьбы за передел,— указывал В. И. Ленин,— представляет керосиновая промышленность» . В. И. Ленин отметил, что именно в керосиновой промышленности «Началась борьба, которую в экономической литературе так и называют борьбой за «дележ мира»» 5. В первую мировую войну 1914—1918 гг. нефть была главной заботой каждого из воюющих лагерей. В Великобритании накануне войны, в 1914 г., 30% военного флота работало на нефтяном топливе. После войны буржуазный политик Керзон метко сказал: «Союзники приплыли к победе на волне нефти» [1, с. 11].

Нефть и раньше имела разнообразное применение. Ее употребляли в медицинских целях, в военном деле как горючий материал, в кораблестроении, в строительном деле, для покрытия дорог, но в начале XX в. не оставалось ни одного вида промышленного предприятия и средства транспорта, где бы не использовалась нефть в сыром или переработанном виде. Практическое применение нашли газойль, бензин, керосин, соляровые, парафиновые, смазочные масла, вазелин, парафин, масла, применяемые в парфюмерной промышленности, и т. п. Нефть приобрела прочное положение как топливо и сырье для развивающейся химической промышленности.

По степени густоты и по цвету различают иногда собственно Нефть, горное масло и горный деготь. Первая представляет наиболее жидкую и легкую разновидность.

Это и есть Нефть, которую часто и справедливо называют черным золотом. Без керосина или бензина не двинется с места самолет, корабль, автомобиль.

Нефть , особенно белая, помогает от болей в лядвеях и от болей в суставах. Органы головы. Синяя Нефть полезна от холодных болей в ухе.

Зависит оно от содержания в Нефти смеси различных гомологических рядов углеводородов (см. Нефть, химический состав, Нафтены).

Происхождение Нефти и природного газа. Нефть и природный газ состоят главным образом из углеводородов (соединений углерода и водорода).

Нефтеперерабатывающая промышленность. Нефть — это важное исходное сырье для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

Наибольшее применение находит ректификация. Благодаря ей Нефть разделяют на фракции с различными температурами кипения.

Нефтедобывающая промышленность. Запасы Нефти и газа в общих топливно-энергетических ресурсах страны составляют 10—12%.

У2,t — добыча Нефти в странах ОПЕК; y3,t — цена на Нефть легкую аравийскую. В модель вошли предопределенные переменные

Нефть в Поволжье залегает на глубине от 2 до 5 км. Нередко ее пласты перекрываются твердыми кристаллическими породами, затрудняющими бурение скважин.

Что касается Нефти, то цены на нее формируются на основе довольно сложного баланса интересов и сил, включающего и механизмы квотирования добычи.

Сырая Нефть как топливо не используется. Она предварительно перерабатывается для получения бензина, керосина, масел, парафина и пр. Остающиеся нефтяные остатки — мазут.

Эта же функция показывает, что, если нефтепровод слишком мал в диаметре, а мы хотим перекачивать больше Нефти путем увеличения мощности насосных станций.

Имеются ресурсы Нефти на Дальнем Востоке – на Сахалине. Около 2/3 всей добывающей Нефти разрабатывается наиболее эффективным фонтанным способом.

Хотя при строгом подходе выясняется, что они не так уж однозначны. Например, мы считаем уголь, Нефть и газ невозобновляемыми источниками лишь постольку.

:: Нефтяной двигатель Дизеля. — относится к классу двигателей с внутренним сгоранием, работающих на жидком горючем, по преимуществу, на Нефти или керосине.

Только в девятнадцатом столетии ее вытеснил уголь, а с середины двадцатого столетия — Нефть и природный газ. Вырубать можно лишь столько леса.

Рос спрос на мировом рынке на Нефть и газ, именно на те конкурентоспособные на внешнем рынке товары, экспорт которых мог быть быстро увеличен.

Себестоимость добычи 1 барреля в ОАЭ 2 долл., в России — 4-5 долл. Арабская Нефть может потеснить с мирового рынка всякую другую, в том числе и российскую

Гуманитарная составляющая в современной философии техники представлена такими именами, как Л. Мэмфорд, X. Ортега-и-Гассет, М. Хайдеггер, Ж. Эллюль.

Истоки понятия "техника" уходят в глубь веков. Древнегреческое слово "techne" понималось достаточно широко: от умения ремесленника до мастерства в области высокого искусства.

Современное понимание термина "техника" имеет определенную преемственную связь с классическим его пониманием. Философия

Недаром разъяснению слова «техника» и посвящена вся книга. В этой же статье мы даем лишь краткое определение этого понятия.

Наконец, огромное значение играет вакуумная техника в производстве космических аппаратов. Ведь космос — это безбрежный океан вакуума.

Согласно концепции Энгельмейера, техника как система машин обладает собственным существованием и специфическими законами существования и развития.

Книги для учителя. Очерки истории науки и техники 1870-1917. … Учебное издание, изд. «Просвещение» 1989 г. РАЗВИТИЕ ТЕХНИКИ.

4. История техники. М. 1962. 5. Г. Н.Волков. … Общественный прогресс. М. 1970. 13. Хрестоматия по истории древнего мира.

Всемирная история. … Достижения в науке и технике. Буржуазные революции разрушили многие феодальные порядки и обеспечили быстрое развитие производства.

Http://www. bibliotekar. ru/spravochnik-185-tehnika/56.htm

Сканкопия официального издания документа: присутствует в коммерческой версии NormaCS

Область применения: Справочник содержит описание применяемых при переработке нефти технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для НДТ в справочнике установлены соответствующие ей технологические показатели.

Справочник распространяется на следующие основные виды деятельности в соответствии с кодами ОКС: 75.020:

Справочник также распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на объемы эмиссий или масштабы загрязнения окружающей среды:

Б) методы предотвращения и сокращения воздействий на окружающую среду и образования отходов.

В этом документе не рассматриваются следующие виды деятельности:

Д) вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Дополнительные сведения: доступны через сетевой клиент NormaCS. После установки нажмите на иконку рядом с названием документа для его открытия в NormaCS

Федеральный закон 89-ФЗ – Об отходах производства и потребления

Сетевая демо-версия обновляется по мере поступления документов. Объем дистрибутива 26 Мб.

Http://nrmbt. normacs. ru/Doclist/doc/11VKQ. html

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

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

Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры.

Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали асфальт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав “греческого огня”. В средние века нефть использовалась для освещения в ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии. В начале XIX века в

России, а в середине XIX века в Америке из нефти путем возгонки был получен керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового двигателя привело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности.

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

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

. источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива

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

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

Россия занимает промежуточное положение между полюсами “сверх потребителя” – США и “сверх добытчика” – Саудовской Аравии. В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 2 место в мире.

По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии. В 2002 году добыто углеводородов: нефти – 379,6 млн. тонн, природного газа – 594 млрд. м3.

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

Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично

Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и

Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до

1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти.

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

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений.

Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское,

Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. В

Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по

России. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

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

Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, это

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской,

Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и

Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т. е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское,

Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

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

Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью

Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-

Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации

(Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-грубешорское,

Ярегское, Нижне-Омринское, Возейское и другие. Тимано-Печорский район, как

Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным.

Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. тонн нефти.

Почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями по составу нефти и поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно.

Нужно учитывать уникальный состав нефти для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского

Союза обусловил появление новой проблемы – разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т. к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (объем переработки в 2002 году составил – 184 млн. тонн), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, которая ранее транспортировалась на заводы соседних республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

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

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

Высокопродуктивные запасы крупных месторождений выработаны более, чем на половину, и по крупным залежам происходит интенсивное снижение объемов добычи нефти. Например, Арланское месторождение (Башкирия) выработано на

77,5%, а Мортымья-Тетеревское (Западная Сибирь) – на 95%. Практически весь фонд нефтяных скважин переведен с фонтанного на механизированный способ добычи. Начался массовый ввод в разработку мелких, низкопродуктивных месторождений. Указанные факторы вызвали резкий рост потребностей отрасли в материальных и финансовых ресурсах для своего освоения, выделение которых в условиях экономического и политического кризиса России в 90-х годах было сокращено.

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

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

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за

2-3 года. Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта

России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.

Сейчас по грузообороту трубопроводного транспорта Россия стоит на первом месте. Протяженность нефтепроводов составляет 66000 км. Строительство магистральных нефтепроводов продолжается и в настоящее время. Так, например, в 2001 году введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода

КТК на 28 млн. т/год (максимальная мощность – 65 млн. тонн), диаметром 1490 мм и протяженностью 1500 км, связывающая нефтяные месторождения юга России и западного Казахстана с терминалом на Черноморском побережье в г. Новороссийске.

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

Наиболее благоприятные условия для формирования нефти – морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась сапропель – глинистая почва, перемешанная с органическими останками умерших рыб, водорослей, моллюсков и прочей живности. В ней шла биохимическая стадия образования нефти.

Микроорганизмы при ограниченном доступе кислорода перерабатывали белки, углеводы и т. д. При этом образовывался метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная стадия происходила в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок уплотнился: произошел диагенез. Вследствие природных процессов дно моря опускалось, а сапропель накрывали материалы, которые из – за природных разрушений или потоками воды сносились с гор. Органика попадала в застойные, бескислородные условия. Когда сапропель опустилась до глубины в 1,5 км, подземная температура достигла 100°C и стала достаточной для нефтеобразования. Начинаются химические реакции между веществами под действием температуры и давления. Сложные вещества разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. Потом породу должна накрыть соль

(в Прикаспийской впадине ее толщина достигает 4 км) или глина. С увеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до

1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5-8,5 км идет образование жидких углеводородов – микронефти – при температуре от 60 до 160°С. А на больших глубинах при температуре 150-200°С образуется метан. По мере уплотнения сапропели микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является периодом формирования самого месторождения.

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

В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к представлениям

М. В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг исходного материала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов. Была произведена перегонка сельдевого жира при температуре 400

°С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла (299 кг, или

61 %) плотностью 0,8105 г/см3, состоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета.

Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ (от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины и ароматические УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н. Д. Зелинским был осуществлен похожий опыт, но исходным материалом служил органогенный ил преимущественно растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш.

При его перегонке были получены: сырая смола – 63,2 %; кокс – 16,0%; газы

(метан, оксид углерода, водород, сероводород) – 20,8 %. При последующей переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла.

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

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

Предшественники академика И. М. Губкина, русские геологи Андрусов и

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

Уголь образуется в болотах и пресноводных водоёмах, как правило, из высших растений. Нефть получается главным образом из низших растений и животных, но в других условиях. Нефть постепенно образовывалась в толще различных по возрасту осадочных пород, начиная от наиболее древних осадочных пород – кембрийских, возникших 600 млн. лет назад, до сравнительно молодых – третичных слоёв, сложившихся 50 млн. лет назад.

Накопление органического материала для будущего образования нефти происходило в прибрежной полосе, в зоне борьбы между сушей и морем.

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

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

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

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

В СССР были проведены исследования, в результате которых удалось установить роль микроорганизмов в образовании нефти. Т. Л. Гинзбург-

Карагичева, открывшая присутствие в нефти разнообразнейших микроорганизмов, привела в своих исследованиях много новых, интересных сведений. Она установила, что в нефтях, ранее считавшихся ядом для бактерий, на больших глубинах идёт кипучая жизнь, не прекращавшаяся миллионы лет подряд.

Целый ряд бактерий живёт в нефти и питается ею, меняя, таким образом, химический состав нефти. Академик И. М. Губкин в своей теории нефтеобразования придавал этому открытию большое значение. Гинзбург-

Карагичевой установлено, что бактерии нефтяных пластов превращают различные органические продукты в битуминозные.

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

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

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Нефти состоят главным образом из углерода – 79,5-

87,5% и водорода – 11,0-14,5% от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5-8%. В незначительных концентрациях в нефтях встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий. Их общее содержание не превышает 0,02-0,03% от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот находятся в нефтях только в связанном состоянии.

Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

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

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

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

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

Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу гетеросоединений (греч. “гетерос” – другой). В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых соединений – меркаптанов.

Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В нефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным радикалам присоединена группа

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

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

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

Порфирины – особые азотистые соединения органического происхождения.

Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных.

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

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

Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%) – CnH2n-1(COOH), фенолов (не более 1%) –

C6H5OH, а также жирных кислот и их производных – C6H5O6(P). Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах.

Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов –

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

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

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

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С

– керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C11-C13, газойлевая – C14-C17.

Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до

0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны.

Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

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 чрезмерным износом 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 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 стойкой 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.

. механический: 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 атмосфер в течение 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 350 до 5000 в мин., при производительности 15-45 м3/ч каждая.

. химический: 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.

. электрический: 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 атмосфер, 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.

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 подвергаются 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 глинами. 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.

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.

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. Завод

Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая бочка – приёмник для керосина.

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.

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 (термического и каталитического крекинга, риформинга).

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

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

Так как нефть – это смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин

(tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-

Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

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.

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

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: 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.

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. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке. 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. 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 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

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 атмосферы).

. 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.)

В тарельчатых колоннах 1 для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют большое число (30-40) 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.)

При первичной перегонке нефть подвергается только физическим изменениям.

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

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

Крекинг изобрёл русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение

Шухова начали применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, содержащихся в нефти, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле.

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

Аппаратура крекинг-заводов в основном та же, что и для перегонки нефти.

Это – печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другое – мазут.

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

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

В бензине, полученном в результате термического крекинга, наряду с предельными углеводородами, содержится много непредельных углеводородов.

Поэтому этот бензин обладает большей детонационной стойкостью, чем бензин прямой перегонки.

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

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

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

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

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

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

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму.

Свободные радикалы химически очень активны и могут участвовать в различных реакциях. В процессе крекинга один из радикалов отщепляет атом водорода (а), а другой – присоединяет (б): а) CН3 – (СН2)6 – СН2 > СН3 – (СН2)5 – СН=СН2 + Н

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

Расщепление молекул углеводородов протекает в присутствии катализаторов

(обычно алюмосиликатов) и при температуре (450-500° С) и атмосферном давлении. Одним из катализаторов является специально обработанная глина.

Эта глина в мелком раздробленном состоянии – в виде пыли – вводится в аппаратуру завода. Углеводороды, находящиеся в парообразном и газообразном состоянии, соединяются с пылинками глины и раздробляются на их поверхности.

Такой крекинг называется крекингом с пылевидным катализатором. Этот вид крекинга теперь широко распространяется. Катализатор потом отделяется от углеводородов. Углеводороды идут своим путём на ректификацию и в холодильники, а катализатор – в свои резервуары, где его свойства восстанавливаются.

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

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

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

В бензине каталитического крекинга непредельных углеводородов содержится меньше, и поэтому процессы окисления и полимеризации в нем не протекают.

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

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

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

Его проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3-4 реакторов при t 350-520°С, в присутствии различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и др. во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения коксом, риформинг осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате риформинга бензиновых фракций нефти получают 80-85 % бензин с октановым числом 90-95,

1-2% водорода и остальное количество газообразных углеводородов. Из трубчатой печи под давлением нефть подается в реакционную камеру, где и находится катализатор, отсюда она идет в ректификационную колонну, где разделяется на продукты.

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

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

Ранее основным источником получения ароматических углеводородов была коксовая промышленность.

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

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

Бензин применяется в качестве горючего для двигателей внутреннего сгорания. В зависимости от назначения он подразделяется на два основных сорта: авиационный и автомобильный. Бензин используется также в качестве растворителя масел, каучука, для очистки тканей от жирных пятен и т. п.

Керосин применяется как горючее для реактивных и тракторных двигателей, а также для бытовых нужд. Он используется также для освещения. Соляровое масло применяется в качестве горючего для дизелей. Смазочные масла для смазки различных механизмов. После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса – гудрон, идущая на асфальтирование улиц. Лигроин служит топливом для дизельных двигателей, а также растворителем в лакокрасочной промышленности. Большие количества его перерабатывают в бензин. Парафин применяют для получения высших карбоновых кислот, для пропитки древесины в производстве спичек и карандашей, для изготовления свечей, гуталина и т. д.

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

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

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

В последние годы (наряду с увеличением выработки топлива и масел) углеводороды нефти широко используют как источник химического сырья.

Различными способами из них получают вещества, необходимые для производства пластмасс, синтетического текстильного волокна, синтетического каучука, спиртов, кислот, синтетических моющих средств, взрывчатых веществ, ядохимикатов, синтетических жиров и т. д.

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

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

Наглядное изображение лабораторных приборов для перегонки и крекинга нефти.

Http://www. roman. by/r-57830.html

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

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

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

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

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

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

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

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

Россия занимает промежуточное положение между полюсами “сверх потребителя” – США и “сверх добытчика” – Саудовской Аравии. В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 2 место в мире. По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии. В 2002 году добыто углеводородов: нефти – 379,6 млн. тонн, природного газа – 594 млрд. м3.

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

Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к представлениям М. В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг исходного материала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов. Была произведена перегонка сельдевого жира при температуре 400 °С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла (299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/см3, состоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета. Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ (от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины и ароматические УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н. Д. Зелинским был осуществлен похожий опыт, но исходным материалом служил органогенный ил преимущественно растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш. При его перегонке были получены: сырая смола – 63,2 %; кокс – 16,0%; газы (метан, оксид углерода, водород, сероводород) – 20,8 %. При последующей переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

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

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

Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

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 чрезмерным износом 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 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 стойкой 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 атмосфер в течение 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 350 до 5000 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 атмосфер, 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.

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 подвергаются 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 глинами. 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.

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.

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

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.

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 (термического и каталитического крекинга, риформинга).

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

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

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

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.

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

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: 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.

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. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке. 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. 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 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 атмосферы).

· 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.)

В тарельчатых колоннах 1 для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют большое число (30-40) 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.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ранее основным источником получения ароматических углеводородов была коксовая промышленность.

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

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

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

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

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

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

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

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

Http://www. on-lan. ru/detali_mashin/neft_proisxozhdenie_sostav_metody_i. php

Сырая нефть является сложной смесью углеводородов, молекулы которых содержат от 1 до 100 и более атомов углерода. В нефть также входят в небольших количествах соединения серы, азота, кислорода и других элементов.

Процесс переработки состоит (см. рисунок) из атмосферной и вакуумной дистилляции, термического и каталитического крекингов.

Атмосферная дистилляция или процесс прямой перегонки нефти – первичная ее переработка, заключающаяся в нагреве нефти в печи до температуры 320-330°С, где она переходит в газообразное состояние.

Продукты испарения поступают в ректификационную (дистилляционную) колонну, где нефть разделяется при атмосферном давлении на фракции с различными пределами температуры кипения. Причем каждая фракция содержит присущие ей группы углеводородов, отличающихся как химической структурой, так и молекулярной массой. В верхней части ректификационной колонны температура держится на уровне 90°С, по мере опускания температурный градиент увеличивается, соответственно растут и температурные пределы отбираемых фракций. В случае прямой перегонки нефти из ректификационной колонны при температуре 30-200°С отбирается газ, химическое сырье, бензин, при 120-250°С – горючее для реактивных двигателей, при 150-315°С – керосин, при 150-360°С дизельные топлива, легкий и тяжелый газойли.

Неиспарившаяся часть нефти собирается в нижней части колонны, образуя остаток, который либо используют для приготовления тяжелых топлив, либо он поступает в вакуумную установку для последующей переработки.

ДИстилляция при вакууме позволяет понизить температурные пределы кипения фракции, что способствует дополнительному их выделению. В процессе вакуумной дистилляции в диапазоне температур 350-490°С отбираются фракции, идущие на приготовление базовых компонентов смазочных масел. Отбираемая из вакуумной колонны фракция с наиболее низким пределом кипения представляет собой тяжелый газойль, который может быть использован в качестве основного компонента при производстве тяжелых топлив (мазутов) либо направляется на вторичную, более глубокую обработку, в установки каталитического или термического крекинга. Слово «крекинг» от английского crack (расщепляться) обозначает ряд процессов термической деструкции углеводородов.

В крекинг-процессах углеводороды, содержащиеся в тяжелом газойле или остатке, под действием высоких давлений (до 10 МПа) и катализаторов _ каталитический крекинг, либо высоких температур (450-700°С) – термический крекинг (вибреакинг) – подвергаются химическим изменениям, сопровождающимся дроблением молекул с образованием легких углеводородов. В результате выход светлых нефтепродуктов увеличивается.

При проведении вторичных процессов видно, что выход бензина увеличивается на 30%, дизельного топлива – на 8%, а количество остаточных нефтепродуктов, используемых для приготовления тяжелых топлив, снижается с 38 до 6%.

Http://fuel-systems. ru/pererabotka-nefti. html

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см 3 ), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

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

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

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

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 чрезмерным износом 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 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 стойкой 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 атмосфер в течение 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 350 до 5000 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 атмосфер, 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.

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 подвергаются 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 глинами. 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.

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.

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

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.

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 (термического и каталитического крекинга, риформинга).

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

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

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

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.

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

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: 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.

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. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке. 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. 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 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 атмосферы).

· 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.)

В тарельчатых колоннах 1 для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют большое число (30-40) 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.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ранее основным источником получения ароматических углеводородов была коксовая промышленность.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Наглядное изображение лабораторных приборов для перегонки и крекинга нефти.

Http://uchil. net/?cm=60758

Переработка нефти начинается с перегонки фракционирования или сырой нефти в отдельные углеводородные Полученные. группы в результате продукты непосредственно связаны с обрабатываемой характеристиками сырой нефти. Большая часть продуктов этих перегонки далее преобразуются в более продукты полезные путем изменения их физических свойств и молекул структур под действием крекинга, реформинга и процессов других преобразования. Эти продукты последовательно различным подвергаются процессам очистки и разделения, таким извлечение как, гидроочистка и очистка от активной серы, с образования целью конечных продуктов. В то время как простые самые операции по нефтепереработке обычно ограничиваются вакуумной и атмосферной перегонкой, большие нефтеперерабатывающие заводы фракционирование осуществляют, преобразование, обработку и смешивание со смазочным производство, материалом тяжелого топлива и асфальта; они также могут производить обработку нефтепродуктов.

Изобретение двигателя внутреннего сгорания, создал который спрос на дизельное топливо и бензин (появлением).

После Второй войны мировой были внедрены различные процессы которые, реформинга улучшили качество и выпуск бензина, и продукты произвели более высокого качества. Некоторые из использовали них катализаторы и водород с целью изменения удаления и молекул серы. Улучшенные катализаторы и технологические такие, методы как гидрокрекинг и реформинг, создавались на 1960 протяжении-ых с целью увеличения выпуска бензина и его улучшения антидетонационных характеристик. В каталитические процессы производили также молекулы с двойной связью (алкены), основы формируя современной нефтехимической промышленности.

Процессы и операции по переработке нефти классифицировать можно на следующие основные области: разделение, обработка, преобразование, компоудирование, вспомогательные операции нефтепереработки и операции нетехнологические нефтепереработки. См. упрощенную блок схему на Рис. 78.1.

Перегруппирование (Изменение) с помощью изомеризации и каталитического реформинга

Свойствами операции нефтепереработки. Другие операции которые, нефтепереработки требуются для поддержания производства включают, углеводородов восстановление легких фракций нефти; кислых извлечение компонент из воды; обработку и охлаждение отходов твердых, сточных вод и технической воды; водорода производство; восстановление серы; и обработку кислот и газа остаточного. На отдельных установках производят катализаторы, пар, реагенты, воздух, азот, кислород, водородные и газы топливные.

Происходило непрерывное развитие переработки процессов нефти в ответ на изменяющийся потребительский стремление и спрос иметь лучшие и разнообразные продукты. требование Первоначальное к процессу нефтепереработки состояло в производстве как, керосина более дешевого и лучшего продукта освещения для, нежели масло кита. Появление внутреннего двигателя сгорания привело к производству бензина и топлива дизельного. Развитие авиации создало потребность в авиационном высокооктановом бензине и топливе для реактивных которые, двигателей являются сложной формой первоначального нефтепереработки продукта – керосина. Современные нефтеперерабатывающие заводы множество производят продуктов, включая те, которые используются исходные как сырье для процессов крекинга, смазочных производства материалов и нефтехимической промышленности. Эти могут продукты быть широко классифицированы как исходное, топливо сырье для производства других растворители, нефтепродуктов, технологические масла, смазочные материалы и продукты специальные, такие как воск, асфальт и Таблицу. (См. кокс 78.2)

Дымовой (Топочный) газ от сгорания топлив с высоким серы содержанием обычно содержит большое количество газа сернистого, который обычно удаляется с помощью промывки водной в скрубберах.

Щелочи добавляются к воде обессоливающей для нейтрализации кислот и уменьшения Щелочи. коррозии также добавляются к обессоленной сырой целью с нефти уменьшения количества коррозионных хлоридов в части верхней ректификационных колонн. Они используются в нефтепереработки процессах для устранения загрязнителей из углеводородных Окислы.

Топочный содержит газ до 200 окиси азота, которая реагирует медленно с кислородом с образованием двуокиси азота. азота Окись не удаляется водной промывкой в скрубберах, а азота двуокись может раствориться в воде, образуя азотистую и азотную кислоты. Топочный газ обычно только содержит небольшое количество угарного газа, горение если являются нормальным.

Сероводород присутствует обычно в большей части сырой нефти, и он образуется также во время производства путем разложения сернистых нестабильных соединений. Сероводород – чрезвычайно ядовитый, воспламеняющийся, бесцветный газ, который является более чем, тяжелым воздух, и растворяется в воде. Он имеет тухлого запах яйца, который различим при которые, концентрациях значительно ниже его предела этот. На воздействия запах нельзя полагаться при адекватного обеспечении предупреждения, так как при запахи воздействии почти немедленно десенсибилизируются. Требуются газоанализаторы специальные и газосигнализаторы для предупреждения рабочих о сероводорода присутствии, а при наличии этого газа применяться должна хорошая защита органов дыхания. малых Воздействие концентраций сероводорода вызывает раздражение, головные и головокружение боли, в то время как воздействие концентрациях в сероводорода, превышающих допустимые пределы, вызывает нервной депрессию системы и, в конечном итоге, смерть.

Сернистая вода – техническая вода, содержит которая сероводород, аммиак, фенолы, углеводороды и соединения сернистые с низким молекулярным весом. Сернистая получается вода при отгонке низкокипящих фракций помощью с углеводорода острого водяного пара (отпариванием) во перегонки время, регенерации катализатора или отпаривании время во сероводорода гидрообработки и гидроочистки. Сернистая вода образуется также при промывке водой нефтепродуктов с поглощения целью сероводорода и аммиака.

Серная кислота и фтористоводородная кислота как используются катализаторы в процессах алкилирования. Серная также кислота используется в некоторых процессах обработки.

Ряд различных твердых катализаторов во видах многих и формах, от гранул до зернистых шариков и полученных, пыли из различных материалов и имеющих различные используется, составы в процессах переработки нефти. Измельченные катализаторы гранулированные используются в установке с движущимся и фиксированным время, в то катализатором как процессы с псевдосжиженным слоем катализаторы используют в виде мелких, сферических частиц. используемые, Катализаторы в процессах, которые удаляют серу, кобальтом пропитаны, никелем или молибденом. Крекинг-используют установки катализаторы с кислотной функцией, такие природная как глина, алюминосиликатные и синтетические цеолиты. кислотной с Катализаторы функцией, пропитанные платиной или благородными другими металлами, используются при изомеризации и Используемые. реформинге катализаторы требуют специальной обработки и воздействий от защиты, так как они могут металлы содержать, ароматические масла, канцерогенные полициклические соединения ароматические или другие опасные материалы, и также могут быть самовоспламеняющимися.

Основные продукты топливные – сжиженный нефтяной газ, бензин, топливо, керосин для реактивных двигателей, дизельное печное, топливо топливо и остаточные мазуты.

Основная сжиженного опасность нефтяного газа и бензина – взрывопожароопасность. летучесть Высокая и высокая воспламеняемость продуктов с низкой кипения температурой позволяет парам легко испаряться в образовывать и воздух воспламеняющиеся смеси, которые могут взрываться легко и загораться в присутствии искры или Это. огня – признанная опасность, которая требует специальных соблюдения мер предосторожности при хранении, обработке и содержании, и мер безопасности для обеспечения над контроля выбросами паров и источниками возгорания во пожаров избежание. С менее летучими топливами, такими керосин как и дизельное топливо, следует обращаться целью с осторожно предотвращения утечек и возможного возгорания, пары их поскольку также являются горючими, когда воздухом с смешиваются в диапазоне температур воспламенения. При атмосферах в работе, содержащих топливные пары, с целью рисков уменьшения возгорания высоко летучих, воспламеняющихся продуктов паров в воздухе часто ограничиваются концентрациями, не нижнего 10 % превышающими концентрационного предела воспламенения, а в случае летучих менее, горючих паров продуктов, – не выше 20 % концентрационного нижнего предела воспламенения, в зависимости от требований правительственных и компании норм.

Нефтепродуктов продукты, полученные в результате очистки нефти сырой, такие как этилен, пропилен и являются, бутадиен олефиновыми углеводородами, полученными в результате крекинга процессов на нефтеперерабатывающем заводе, и предназначены для нефтехимической в использования промышленности в качестве исходного сырья производства для пластмассы, аммиака, синтетического каучука, так и гликоля далее.

Множество соединений чистых, включая бензол, толуол, ксилол, гептан и гексан, чьи температуры кипения и углеводородный тщательно состав контролируются, производятся для использования в растворителей качестве. Растворители могут быть классифицированы ароматические как или неароматические, в зависимости от их состава. Их качестве в использование разбавителей краски, жидкостей для обезжиривающих, химчистки средств, промышленных и пестицидных растворителей и далее так, обычно определяется их температурами вспышки, изменяются которые от температур значительно ниже -18° C до вышеупомянутых 60° C.

Технические включают масла потоки дистиллятов прямого погона с диапазоном высоким кипения, полученные в результате атмосферной вакуумной или перегонки, и те, которые производятся путем или каталитического термического крекинга. Эти сложные которые, смеси содержат большие парафиновые, нафтеновые и углеводородные ароматические молекулы с более 15 атомами углерода, как используются исходное сырье для крекинга производства или смазочного материала. Технические масла довольно имеют высокую вязкость, температуры кипения в 260 от пределах° C до 538°C и температуры вспышки выше Технические°C.

Базовые смазочных компоненты материалов производятся с помощью специальных переработки процессов нефти с целью удовлетворения конкретных потребителя требований. Смазочные базовые компоненты – светло – и окрашенные-средне, тяжелые, средне – и высоковязкие смеси нафтеновых, парафиновых и ароматических масел с диапазонами кипения от 538° C до 371° C. Добавки, такие как деэмульгаторы, добавки и антиокислители для улучшения вязкости, смешиваются с компонентами базовыми смазочных материалов для обеспечения требуемых, характеристик для моторных масел, турбинных и масел гидравлических, промышленных смазок, смазочных материалов, для масел шестерен и эмульсий для охлаждения и режущих смазки инструментов. Наиболее важное качество компонент базовых смазочных материалов – высокий коэффициент предусматривающий, вязкости меньшее изменение вязкости при температур изменении. Эта характеристика может присутствовать в компонентах базовых сырой нефти или достигается использования путем добавок для улучшения коэффициента Детергенты. вязкости добавляются для поддержания во взвешенном любого состоянии осадка, сформированного во время использования Смазки.

Продукты используется для защиты продовольственных покрытиях; в продуктов; как ингредиент в других продуктах, как таких косметика и гуталин для обуви и свеч для.

Нефти нефтепродуктов – это использование химических катализаторов, веществ, тепла и давления для разделения и основных объединения типов углеводородных молекул, обычно сырой в присутствующих нефти, в группы подобных молекул. очистки Процесс также реорганизует структуры и модели основных сцепления молекул в различные, более желанные молекулы углеводородные и соединения. Тип углеводорода (парафиновый, или нафтеновый ароматический), а не определенные присутствующие химические добавки и соединения, является самым важным фактором в переработки процессе нефти.

Сырая нефть содержит часто водные, неорганические соли, взвешенные вещества твердые и растворимые в воде ничтожные количества Первый. металлов этап процесса нефтепереработки – устранить загрязнители эти путем обессоливания (обезвоживания) с целью коррозии уменьшения, закупоривания и загрязнения оборудования и предотвращения катализаторов отравления в технологических устройствах. Химическое обессоливание, разделение электростатическое и фильтрация – три типичных метода сырой обессоливания нефти. При химическом обессоливании химические и водные поверхностно-активные вещества (деэмульгаторы) сырой к добавляются нефти, нагреваются с тем, чтобы другие и соли примеси растворились в воде или ней к присоединились, а затем были задержаны в резервуаре, они где выпадают в осадок. Электрическое обессоливание электростатические использует заряды высокого напряжения для взвешенных сосредоточения водных шариков в нижней части Поверхностно. отстойника-активные вещества добавляются только когда, тогда сырая нефть имеет большое взвешенных количество веществ. Третий, менее типичный включает, процесс фильтрование нагретой сырой нефти, инфузорную используя землю в качестве среды фильтрации.

Нефти шаг при переработке нефти – сырой фракционирование нефти в колоннах атмосферной и вакуумной Нагретая. перегонки сырая нефть физически разделяется на фракции различные или фракции прямой перегонки, определенными отличающиеся диапазонами температур кипения и классифицируемые в уменьшения порядке летучести как: газы, легкие средние, дистилляты дистилляты, газойли и остатки. Фракционирование так, работает как градация по температуре от нижней верхней до части части колонны перегонки заставляет более с компоненты высокими температурами кипения конденсироваться время, в то первыми как фракции с более низкими кипения температурами поднимаются выше в колонне прежде, они чем конденсируются. Внутри колонны поднимающиеся опускающиеся и пары жидкости (орошение) смешиваются на уровнях, составы их где находятся в динамическом равновесии друг с этих. На другом уровнях (ректификационных тарелках) располагаются лотки специальные, которые удаляют фракцию жидкости, конденсирует которая на каждом уровне. В типичной двухступенчатой переработке по установке сырой нефти за колонной атмосферной производящей, перегонки легкие фракции и дистилляты, немедленно колонна следует вакуумной перегонки, которая обрабатывает остатки атмосферные. После перегонки только небольшое углеводородов количество подходят для использования в качестве продукта конечного без дальнейшей обработки.

В перегонка атмосферной перегонки опресненное исходное сырая – сырье нефть – предварительно нагревается, используя тепло регенерированное процесса. Оно затем поступает к нефти нагревателю прямой перегонки и после нагрева вертикальную в подается ректификационную колонну прямо над при основанием давлениях, слегка превышающих атмосферное и температурах при от 343°C до 371°C во избежание нежелательного крекинга термического, который происходит при более температурах высоких. Более легкие фракции (низкая кипения температура) проникают в верхнюю часть колонны и удаляются непрерывно и направляются к другим установкам для переработки дальнейшей, обработки, смешивания и распределения.

Фракции с низкими самыми температурами кипения, такие как газ топливный и легкая нафта, удаляются из верхней колонны части по верхней трубе как пары. или Нафта бензин прямого погона берутся из секции верхней колонны как верхний поток. продукты Эти используются в качестве исходного сырья производстве при нефтепродуктов и исходного сырья для установки-реформинг, сырья для смешивания с компонентами качестве, в бензинов растворителей и сжиженных нефтяных газов.

Колонны вакуумной обеспечивают перегонки пониженное давление, требуемое для термического предотвращения крекинга при перегонке остатка верхней или сырой нефти из колонны атмосферной при перегонки более высоких температурах. Внутренние некоторых конструкции колонн вакуумной перегонки отличаются от колонн конструкций атмосферной перегонки в том, что лотков вместо используются случайно расположенные насадки и туманоуловителями с площадки. Колонны большего диаметра используются поддержания для скоростей на более низком уровне. колонна Типичная вакуумной перегонки первой стадии производить может газойли, базовые компоненты смазочных тяжелые и масел остатки для деасфальтизации пропаном. второй Колонна стадии, работающая при более вакууме низком, дистиллирует избыточный остаток из колонны перегонки атмосферной, который не используется при изготовлении сырья исходного смазки, и избыточный остаток из первой вакуумной башни перегонки не используется для деасфальтизации.

На нефтеперерабатывающих заводах другие имеются многочисленные ректификационные колонны меньшего спроектированные, размера для разделения определенных и уникальных которые, продуктов все работают по тому же самому что, принципу и колонны атмосферной перегонки. Например, маленькая – депропанизатор колонна, разработанная для отделения изобутана от пропана и более тяжелых компонентов. Другая большего колонна размера используется для разделения ксилола и этилбензола. Маленькие пузырьковые колонны, называемые отпаривания секциями, используют острый пар для небольших удаления количеств легких продуктов (бензина) из тяжелых более нефтепродуктов.

Атмосферная и вакуумная перегонка – процессы закрытые, и воздействия при них на человека минимальными являются. Когда обрабатывается кислая (высокосернистая) могут, нефть существовать потенциальные возможности воздействия теплообменнике в сероводорода предварительного нагрева и печи, зоне сырья ввода в колонну и верхней системе, вакуумной колонне и печи, теплообменнике отстоя. Вся сырая продукты и нефть перегонки содержат ароматические соединения с температурой высокой кипения, включая канцерогенные полициклические углеводороды ароматические. Краткосрочные воздействия высоких концентраций нефти паров могут привести к головным болям, головокружению и тошноте, а длительное воздействие может привести к сознания потере. Бензол присутствует в ароматической нафте, и воздействие его на персонал должно быть ограничено. гексаноотгонная Верхняя колонна может содержать большие обычного количества гексана, который может воздействовать на систему нервную. Хлористый водород может присутствовать в предварительного теплообменнике нагрева, верхних зонах колонны. воды Сточные могут содержать растворимые в воде высокой сульфиды концентрации и другие, растворимые в воде такие, соединения как аммиак, хлориды, фенол и зависимости, в меркаптан от исходного сырья сырой нефти и веществ химических обработки.

Нефти преобразования, такие как крекинг, перегруппирование и объединение, изменяют размер и структуру молекул тем с углеводорода, чтобы преобразовать фракции в более продукты желанные. (См. Таблицу 78.3).

После перегонки используются последующие нефтепереработки процессы с целью изменения молекулярных структур целью с фракций создания более желанных продуктов. этих из Один процессов, крекинг, нарушает (или более) расщепляет тяжелые и с более высокой температурой нефтяные кипения фракции на более ценные продукты, как такие газообразные углеводороды, бензин, компоненты бензина смешения, газойль и мазут. Во время этого некоторые процесса молекулы объединяются (полимеризируются) с целью молекулы формирования большего размера. Основные типы термический – крекинга крекинг, каталитический крекинг и гидрокрекинг.

Процессы термического крекинга, 1913 в разработанные году, связаны с нагревом дистиллятных тяжелой топлив нефти под давлением в больших тех до барабанах, пока они не расщепляются в меньшие лучшими с молекулы антидетонационными характеристиками. Этот ранний который, метод был связан с образование большого твердого количества, нежелательного кокса, эволюционировал в современные термического процессы крекинга, включая легкий крекинг, крекинг паровой и коксование.

Легкий мягкая – крекинг форма термического крекинга, которая температуру уменьшает текучести парафиновых остатков и значительно вязкость понижает компонента без воздействия на диапазон кипения температур. Остатки из колонны атмосферной перегонки растрескиваются мягко в нагревателе при атмосферном давлении. затем Они охлаждаются холодным газойлем для чрезмерно предотвращения глубокого крекинга и испаряются в колонне Термически. перегонки крекированный оставшийся гудрон, который дне на скапливается колонны фракционирования, стабилизируется в вакууме в отпаривания секции, а дистиллят рециркулирует. (См. Рис. 78.7)

Паровой производит крекинг олефины путем термического крекинга материалов исходных больших углеводородных молекул при которые, давлениях слегка превышают атмосферные и при высоких очень температурах. Остаток парового крекинга тяжелым с смешивается топливом. Нафта, полученная в результате крекинга парового, обычно содержит бензол, который гидроочистки до извлекается.

Коксование – сильная форма крекинга термического, используемая для получения бензина погона прямого (нефть установки коксования) и различных среднего фракций дистиллята, используемых в качестве исходного каталитического сырья крекинга. Этот процесс так восстанавливает полно водород из углеводородной молекулы, что является остаток формой почти чистого углерода, коксом названного. Два наиболее типичных процесса замедленное – коксования коксование и непрерывное (контактное или коксование) жидкое, которые, в зависимости от механизма реакции, температуры, времени и исходного сырья, производят три кокса типа – губчатый, пористый и игольчатый кокс. (См. Рис. 78.8).

Непрерывное коксование. Непрерывное (или контактное жидкое) коксование – процесс с движущимся который, слоем функционирует при более низких более и давлениях высоких температурах, чем замедленное При. коксование непрерывном коксовании происходит термический путем крекинг использования тепла, передаваемого от частиц оборотного горячего кокса к исходному сырью в радиальном называемом, смесителе реактором. Газы и пары берутся из охлаждаются, реактора с целью остановки дальнейшей реакции и После. фракционируются реактора кокс входит в барабан и подающему к поднимается устройству и сортировщику, где большие кокса частицы удаляются. Оставшийся кокс спускается в реактора подогреватель для рециркулирования вместе с исходным Процесс. сырьем является автоматическим в том смысле, имеется что непрерывный поток кокса и исходного коксование, а сырья происходит как в реакторе, так и в Соображения.

При температурный коксовании контроль должен проводиться внутри диапазона определенного, так как при высоких будет температурах образовываться кокс, который является твердым слишком, чтобы его можно было барабана из вырезать. Наоборот, температуры, которые являются низкими слишком, приведут к суспензии твердых частиц в высоким с жидкости содержанием асфальта. Если температуры выходят коксования из-под контроля, может иметь экзотермическая место реакция.

При термическом крекинге, обрабатываются когда сернистая нефть, может иметь коррозия место там, где температуры металлов между находятся 232°C и 482°C. Оказывается, что формирует кокс защитный слой на металле при свыше температуре 482°C. Однако, сероводородная коррозия место имеет, когда температуры не контролируются должным выше образом 482°C. Нижняя часть колонны, теплообменники высокотемпературные, печь и барабаны, предназначенные для подвергаются, пропитки коррозии. Непрерывный теплообмен приводит к растрескиванию и вспучиванию оболочек коксовых барабанов.

Водное паровое или впрыскивание используется для предотвращения кокса нарастания в трубах печей установки в случае коксования замедленного. Вода должна полностью вытечь из для установки коксования, чтобы не вызвать взрыв перезагрузке при горячего кокса. В аварийных ситуациях дополнительные требуются средства выхода с рабочей платформы, наверху находящейся кокосовых барабанов.

Каталитический крекинг сложные расщепляет углеводороды на более простые молекулы с увеличения целью качества и количества более легких, желанных более продуктов и уменьшения остатков. Тяжелые подвергаются углеводороды действию катализаторов при высокой низком и температуре давлении, которые содействуют химическим Этот. реакциям процесс перегруппировывает молекулярную структуру, компоненты преобразуя тяжелых углеводородов в более легкие такие, фракции как керосин, бензин, сжиженный газ нефтяной, масло и исходное сырье для нефтепродуктов получения (см. Рис. 78.9 и Рис. 78.10). Выбор катализатора комбинации от зависит самой большой возможной реактивности и сопротивления лучшего трению. Катализаторы, используемые в крекинге нефтепереработке при, являются обычно твердыми материалами (гидросиликат, цеолит алюминия, обрабатываемая бентонитная глина, Фуллера земля, боксит и алюминсиликат), которые присутствуют в порошков форме, шариков, гранул или формообразных называемых, материалов штамповками (экструдитами).

Катализатор – Регенерирование восстанавливается путем выжигания кокса.

Крекированный – Фракционирование поток углеводородов разделяется на различные Процессы.

Каталитические крекер-флюидизированным с установки катализатором имеют секцию катализатора (колонна разделительная, реактор и регенератор) и секцию фракционирования, этом при обе работают вместе как устройство объединенное обработки. Каталитический крекинг с флюидизированным использует катализатором мелкий порошковый катализатор, взвешенный в парах нефтяных или газе, который действует жидкость как. Крекинг происходит в подводящей трубе (колонна разделительная), по которой смесь катализатора и углеводороды через текут реактор.

Крекинг Каталитический с перемещающимся катализатором подобен каталитическому флюидизированным с крекингу катализатором; однако, катализатор имеет гранул форму вместо мелкого порошка. Гранулы двигаются непрерывно с помощью конвейера или труб с подъемниками пневматическими к бункеру, находящемуся в верхней части затем, а устройства перемещаются вниз под действием тяжести силы через реактор к регенератору. Регенератор и изолированы бункер от реактора паровыми изолирующими слоями. продукт Крекированный разделяется на оборотный газ, нефть, нефть очищенную, дистиллят, нафту и влажный газ.

При каталитическом крекинге с предварительно термофором нагретое исходное сырье двигается действием под силы тяжести через катализатор Пары. реактора отделяются от катализатора и посылаются к колонне Использованный. фракционирования катализатор восстанавливается, охлаждается и рециркулирует, а газ топочный, полученный в результате регенерации, посылается к утилизатору-котлу для регенерации тепла.

Должны осуществляться регулярное проб взятие и проверка исходного сырья, продукта и потоков оборотных для обеспечения правильного процесса чтобы и, крекинга загрязнители не попадали в технологический поток. вызывающие, Агенты коррозию, или отложения в исходном могут сырье засорять газовые компрессоры. При сернистой обработке нефти можно ожидать возникновение там коррозии, где температуры – ниже 482°C. происходит Коррозия там, где и существуют жидкие и фазы паровые и на площадях, подвергшихся местному охлаждению, как таких сопла и поддерживающие устройства платформ. обработке При исходного сырья с высоким содержанием воздействие азота аммиака и цианида может подвергнуть оборудование коррозии из углеродистой стали в верхних системах крекинга каталитического с флюидизированным катализатором, крекингу или пузырению водородному, которые могут быть сведены к промывкой минимуму водой или ингибиторами коррозии. промывка Водная может использоваться для защиты конденсаторов верхних основной колонны, подвергаемой загрязнению аммония гидросульфидом.

Жидкие углеводороды в катализаторе при или входе в нагретый горючий воздушный могут поток вызвать экзотермические реакции. В некоторых должны процессах быть предприняты меры предосторожности предотвращения для образования взрывчатых концентраций пыли время во катализатора сброса или удаления. При коксованного разгрузке катализатора существует возможность самовозгорания железа сульфида. Сульфид железа может загораться при спонтанно воздействии воздуха, и, следовательно, должен смочен быть водой для предотвращения последующего паров возгорания. Использованный при коксовании катализатор быть может либо охлажден ниже 49°C перед реактора из разгрузкой, либо сначала разгружен в контейнеры, помощью с очищенные инертного азота и затем охлажденные дальнейшей перед обработкой.

Гидрокрекинга – двухступенчатый процесс, сочетающий каталитический гидрирование и крекинг, при котором фракции дистиллята присутствии в расщепляются водорода и специальных катализаторов с целью более создания желанных продуктов. Гидрокрекинг имеет сравнению по преимущество с каталитическим крекингом в том, что сырье исходное с высокой концентрацией серы может без обрабатываться предварительной десульфурации. При данном тяжелое процессе ароматическое исходное сырье преобразуется в легкие более продукты при очень высоких довольно и давлениях высоких температурах. Когда исходное имеет сырье высокое содержание парафина, водород образование предотвращает полициклических ароматических углеводородов, уменьшает гудрона образование и предотвращает накапливание кокса на катализаторе. производит Гидрокрекинг относительно большие количества изобутана исходного для сырья для алкилирования и также изомеризацию вызывает для контроля над температурой при, текучести этом оба показателя являются характеристиками важными высококачественного топлива для реактивных первом.

На двигателей этапе исходное сырье смешивается с водородом оборотным, нагревается и посылается в первичный реактор, большое где количество исходного сырья преобразуется в дистиллянты средние. Соединения серы и азота преобразуются с катализатора помощью в реакторе первичной ступени в сероводород и Остаток. аммиак нагревается и посылается к сепаратору высокого где, давления газы, обогащенные водородом, удаляются и Остающиеся. рециркулируют углеводороды отпариваются или очищаются с удаления целью сероводорода, аммиака и легких газов, собираются которые в накопителе, где бензин отделяется от газа сернистого.

Инспектирование и проверка сброса приборов имеют важное значение из-за наличия высоких очень давлений в этих процессах. Необходим контроль хороший над процессом для защиты от пластов закупоривания реактора. Из-за рабочих температур и присутствия содержание, водорода сероводорода в исходном сырье должно поддерживаться строго на минимальном уровне для уменьшения возникновения возможности сильной коррозии. Должна также коррозия учитываться влажной двуокисью азота в местах При. конденсации обработке исходного сырья с высоким азота содержанием, аммиак и сероводород формирует гидросульфид который, аммония вызывает сильную коррозию при ниже температурах точки росы воды. Гидросульфид также аммония присутствует при отпаривании сернистой Так. воды как установка гидрокрекинга работает очень при высоких давлениях и температурах, для пожаров предотвращения и взрывов важно контролировать как углеводорода утечки, так и выбросы водорода.

Объединяющихся Два процесса, полимеризация и алкилирование, используются, соединения для маленьких молекул, обедненных водородом, олефинами называемых, восстановляемых термическим и каталитическим крекингом, с создания целью более желанного исходного сырья бензином с смешивания.

Полимеризация – процесс объединения или двух больше ненасыщенных органических молекул (целью) с олефинов формирования одиночной, более тяжелой теми с молекулы же самыми элементами в той же самой как, пропорции и у первоначальной молекулы. Этот процесс газообразные преобразует олефины, такие как этилен, бутилен и пропилен, преобразованные установками термического крекинга и флюидизированным с крекинга катализатором в более тяжелые, более высокооктановые, сложные молекулы, включая сырую нефть и сырье исходное для нефтепродуктов. Исходное сырье предварительно олефинов обрабатывается с целью удаления сернистых других и соединений нежелательных веществ, а затем передается к катализатору фосфорному, обычно твердому катализатору, или фосфорной жидкой кислоте, где происходит экзотермическая реакция полимерная. Это требует использования охлаждающей впрыскивания и воды холодного исходного сырья в реактор с контроля целью над температурами при различных Кислота. давлениях в жидкостях удаляется с помощью промывки жидкости, щелочью фракционируют, а кислотный катализатор рециркулирует. фракционирует Пар с целью удаления бутана и нейтрализуется с устранения целью следов кислоты. (См. Рис. 78.12)

Алкилирование объединяет олефинов молекулы, полученные в результате каталитического крекинга, с изопарафинов молекулами с целью увеличения объема и октанового смесей числа бензина. Олефины будут реагировать с присутствии в изопарафинами высоко активного катализатора, обычно кислоты серной или фтористоводородной кислоты (или алюминия хлорида), с целью создания парафиновых молекул с разветвленной длинной цепочкой, называемых алкилатами (изооктан) с антидетонационной исключительной стойкостью. Алкилат затем разделяется на Относительно. фракции низкие температуры реакции от 10°C до 16°C для кислоты серной, 27°C до 0°C для фтористоводородной кислоты (HF) и 0°C для алюминия хлорида контролируются и поддерживаются путем охлаждения. (См. Рис. 78.13)

Серная кислота и фтористоводородная кислота – химические опасные вещества, и важно предпринять меры время во безопасности доставки и разгрузка кислоты. Имеется поддерживать потребность концентрации серной кислоты на уровне от 85 до для 95% хорошей работы и с целью сведения к коррозии минимуму. Чтобы предотвратить коррозию из-за фтористоводородной концентрации, кислоты кислоты внутри технической установки поддерживаться должны выше 65 %, а влажность ниже 4 %. Некоторая загрязнение и коррозия в установке серной кислоты имеют разложения из-за место сложных эфиров серной кислоты, там или, где для нейтрализации добавляется Эти. щелочь сложные эфиры могут быть обработкой удалены новой кислотой и промывкой горячей Осадки.

Водой могут быть вызваны потерей хладагента воды, необходимой для поддержания температур Давление. процесса на стороне охлаждающей воды и пара должно теплообменников поддерживаться ниже минимального давления на обслуживания стороне кислоты с целью предотвращения загрязнения. отверстия Вентиляционные могут быть направлены к скрубберам соды кальцинированной с целью нейтрализации фтористоводородного газа паров или фтористоводородной кислоты перед выбросом. дренаж, Ограждения и изоляция могут быть предусмотрены защиты для технологической установки с тем, чтобы воды сточные могли быть нейтрализованы перед систему в выбросом канализации.

Каталитический изомеризация и реформинг – процессы, которые перегруппировывают углеводородные целью с молекулы создания продуктов с различными характеристиками. крекинга После некоторые потоки бензина, хотя и нужные имеющие размеры молекул, требуют дальнейшей целью с обработки улучшения их характеристик, так как у наблюдается них отсутствие некоторых качеств, таких содержание как серы или октановое число. водорода Реформинг (пара) производит дополнительный водород использования для в процессе гидрирования.

Каталитического Процессы реформинга преобразовывают низкооктановую тяжелую ароматические в нафту углеводороды для исходного сырья высокооктановых и нефтепродуктов компонентов бензина, называемых продуктами путем, реформинга молекулярной перегруппировки или дегидрирования. В исходного от зависимости сырья и катализаторов, продукты реформинга быть могут получены с очень высокими концентрациями бензола, толуола, ксилола и других ароматсоединений, полезных смешивании при бензина и нефтехимической обработке. Водород, побочный важный продукт, отделяется от продукта реформинга рециркулирования для и использования в других процессах. Полученный в продукт результате зависит от температуры и давления реактора, катализатора используемого и скорости рециркулирования водорода. Некоторые продукты каталитические реформинга работают при низком другие, а давлении при высоком давлении. Некоторые системы каталитические реформинга непрерывно восстанавливают катализатор, средства некоторые восстанавливают все реакторы во время опорожнения циклов – закачивания – отбора, а другие берут по реактору одному из потока для регенерации катализатора.

Преобразовывает Изомеризация n-бутан, n-пентан и n-гексан в соответствующие Некоторые. изопарафины из нормальных компонентов парафина с прямой легкой цепочкой нафты прямого погона имеют октановое низкое число. Они могут быть высокооктановые в преобразованы изомеры с разветвленной цепочкой путем связей перегруппирования между атомами без изменения или числа видов атомов. Изомеризация подобна реформингу каталитическому в том, что углеводородные молекулы отличие, но в перегруппируются от каталитического реформинга, изомеризация только нормальные преобразует парафины в изопарафины. Изомеризация использует катализатор другой, нежели каталитический реформинг.

Водород высокой чистоты (от 95 до 99 %) необходим процессов для гидросульфурации, гидрирования, гидрокрекинга и нефтехимических Если. процессов производится не достаточное количество водорода побочного как продукта процессов нефтепереработки для общих удовлетворения потребностей нефтеперерабатывающего завода, требуется производство дополнительное водорода.

Материалы Смазочные и парафин очищаются от различных фракций вакуумной и атмосферной перегонки. С изобретением вакуумной перегонки обнаружено было, что из воскового остатка получают смазочный лучший материал, чем из животных жиров, использовались которые на начальном этапе развития современной переработки технологии углеводородного смазочного материала, чья цель основная состоит в том, чтобы устранить продукты нежелательные, такие как асфальт, сульфонированные парафиновые и ароматсоединения и изопарафиновые воски из остаточных фракций с производства целью высококачественных смазочных материалов. Этого помощью с достигают ряда процессов, включая процессы извлечения, деасфальтизации растворителем и разделения и обработки, такие депарафинизации как и гидроочистки. (См. Рис. 78.18)

Различных Два типа парафина извлекают из сырой парафин – нефти, произведенный из дистиллятных компонент, и микрокристаллический произведенный, парафин из остаточных базовых компонент. Рафинат из извлечения установки содержит значительное количество парафина, может который быть удален путем извлечения кристаллизацией и растворителем. Рафинат смешивается с растворителем, таким пропан как, метилэтилкетон (MEK) и смесью толуола метилизобутилкетона или (MIBK), и предварительно охлаждается в теплообменниках. кристаллизации Температура достигается с помощью испарения пропана в установке холодильной и резервуарах для подачи к фильтру. непрерывно Парафин удаляется с помощью фильтров и охлажденного Растворитель. растворителя восстанавливается из депарафинизированного рафината путем вскипания мгновенного и отгонки низкокипящих фракций водяным рециркулирует, и паром.

После первичных операций асфальт, дистилляции – часть остаточного материала, требует обработки дальнейшей для получения необходимых характеристик его для заключительного использования. Асфальт, идущий на кровельных изготовление материалов, производится воздушной продувкой. нагревается Остаток в трубе почти до температуры вспышки и колонну в загружается продувки, куда горячий воздух течение в нагнетается заданного периода времени. Дегидрирование образует асфальта сероводород, а окисление – двуокись серы. используется Пар для защиты верхней части целью с башни захвата загрязнителей и пропускается через целью с скруббер конденсирования углеводородов.

Конденсируемый пар процессов различных производства асфальта будет содержать количества ничтожные углеводородов. Любое нарушение вакуума привести может к поступлению атмосферного воздуха и последующему При. пожару производстве асфальта повышение температуры башни дна вакуумной перегонки с целью улучшения может КПД образовывать метан путем термического Это. крекинга создает пары в резервуарах хранения где, асфальта температуры находятся в диапазоне воспламенения. продувка Воздушная может создавать многоядерные ароматсоединения (то полициклические есть ароматические углеводороды). Конденсируемый пар производства процесса асфальта с помощью воздушной продувки также может содержать различные загрязнители.

Многие такие, продукты как термические нафты, полученные в легкого результате крекинга, коксования или термического высокосернистые, и крекинга нафты и дистилляты, полученные в результате сырой перегонки нефти, требуют обработки для смесях в использования бензина и топливных смесях. Продукты включая, перегонки керосин и другие дистилляты, могут ничтожные содержать количества аромосоединений, а нафтены и базовые смазочных компоненты материалов могут содержать воск. нежелательные Эти вещества удаляются либо на промежуточных нефтепереработки стадиях, либо до посылки продуктов на смешивание и путем хранение таких процессов очистки, как растворителем извлечение и депарафинизация растворителем. Ряд промежуточных и продуктов конечных, включая средние дистилляты, бензин, топливо, керосин для реактивных двигателей и сернистые должны, газы быть высушены и очищены от активной Обработка.

С помощью выделяют растворителей ароматосоединения, нафтены и примеси из потоков путем продуктов растворения или осаждения. Извлечение предотвращает растворителем коррозию, защищает катализатор в последующих улучшает и процессах конечные продукты путем удаления ароматических, ненасыщенных углеводородов из базовых компонент смазки и материала смазочного.

Исходное сырье высушивается и подвергается противоточной непрерывной обработке растворителем. В одном процессе сырье исходное моется с помощью жидкости, в которой которые, вещества должны быть удалены, лучше чем, растворяются в желанном результирующем продукте. В другом добавляются процессе отобранные растворители, вызывая выпадение осадок в примесей вне продукта. Растворитель отделяется от продуктов потока нагреванием, испарением или фракционированием, этом при ничтожные количества остатка впоследствии рафината из удаляются адсорбцией пара или вакуумной Электрическое. отпаркой осаждение может использоваться для неорганических разделения соединений. Затем растворитель восстанавливается, снова чтобы использоваться в процессе.

При депарафинизации растворителем вакуума нарушение (подсосы воздуха) создает потенциальную пожара опасность и взрыва, позволяя воздуху войти в Существует. установку потенциальная возможность вредного воздействия на депарафинизирующих персонал паров растворителя, смеси метилэтилкетона и Хотя. толуола извлечение растворителем – замкнутый процесс, потенциальная имеется возможность воздействия канцерогенных полициклических углеводородов ароматических, технологического масла и растворителей извлечения, как таких фенол, фурфурал, гликоль, метилэтилкетон, другие и амины химические вещества во время обработки и Деасфальтизация.

Используется Гидроочистка для удаления приблизительно 90 % загрязняющих включая, веществ азот, серу, металлы и ненасыщенные олефины (углеводороды) из жидких нефтяных фракций, таких бензин как прямого погона. Гидроочистка подобна том в гидрокрекингу, что и водород и катализатор используется обогащения для водородом исходного сырья олефинов. степень, Однако насыщения не столь велика, как гидрокрекинге при. Обычно, гидроочистка выполняется до начала процессов таких, как каталитический реформинг с тем, катализатор чтобы не был загрязнен необработанным исходным Гидроочистка. сырьем также выполняется перед каталитическим целью с крекингом уменьшения серы и улучшения выхода для и продукта модернизации бензина средней перегонки в керосин очищенный, дизельное топливо и мазуты, используемые обогрева для.

Процессы гидроочистки различаются в зависимости от сырья исходного и катализаторов. Гидродесульфурация удаляет серу из восстанавливает, керосина ароматосоединения, уменьшает характеристики формирования насыщает и смолы олефины. Гидрореформинг – процесс дегидрирования, для используемый восстановления избыточного водорода в производстве бензина высокооктанового. Гидроочищенные продукты смешиваются или качестве в используются исходного сырья для каталитического При.

Процессы обработки, очистки и сушки от активной серы используется для примесей удаления из компонент смешивания. (См. Рис. 78.24)

Сернистый газ (топливный образующийся, газ в результате таких процессов, как крекинг каталитический и гидроочистка, который содержит сероводород и углерода двуокись) должен обрабатываться до того, как он быть может использован в качестве нефтезаводского топлива. амина Установки удаляют кислотные загрязняющие вещества из сернистого потоков газа и углеводорода. В установках амина жидкие и газовые углеводородные потоки, содержащие двуокись или и/углерода сероводород загружаются в башню газового или поглощения жидкий контактор, где кислотные поглощаются загрязнители текущими в противоположных направлениях растворами моноэтаноламином – амина (MEA), диэтаноламином (DEA) или MDEA (метилдиэтаноламином). Отпаренный газ или жидкость верхней из удаляются части, а амин посылается к регенератору. В сернистые регенераторе компоненты отпариваются под действием кипячения и тепла и удаляются, в то время как амин целью.

С рециркулирует минимизации коррозии должен быть правильный установлен порядок работы, а температуры дна кипятильника и регенератора должны контролироваться. Для предотвращения амина окисления кислород не должен быть допущен в Существует. систему потенциальная возможность вредного воздействия на соединений персонал амина (то есть, MEA, DEA, сероводорода), MDEA и двуокиси углерода.

Очистка от активной серы (удаление осуществляет) меркаптана обработку сернистых соединений (сероводород, меркаптан и тиофен) с целью улучшения цвета, запаха и окислению к устойчивости и уменьшения концентраций двуокиси углерода в Некоторые. бензине меркаптаны удаляются путем обеспечения продукта контакта с растворимыми в воде химическими веществами (серная, например кислота), которые вступают в реакцию с Щелочная. меркаптанами жидкость (гидрооксид натрия), соединения диэтаноламин (амина) или очистка от активной серы с стационарного помощью слоя катализатора может использоваться преобразования для меркаптанов в менее нежелательные дисульфиды.

Серы Восстановление удаляет сероводород из потоков сернистых углеводородов и газов. Процесс Клауса (Clause) преобразует элементарную в сероводород серу с помощью термических и каталитических После. реакций сжигания сероводорода при контролируемых газоотделяющие условиях сепараторы удаляют воду и углеводороды из подаваемого потоков газа, которые затем подвергаются катализатора воздействию с целью восстановления дополнительной серы. пар Серный от сжигания и преобразования конденсируется и восстанавливается.

Как окисление, так и используются восстановление для обработки остаточного газа, установок из поступающего восстановления серы, в зависимости от состава экономических и газа условий нефтеперерабатывающего завода. Окислительные сжигают процессы остаточный газ с целью преобразования сернистых всех соединений в двуокись серы, а процессы преобразуют перегонки сернистые соединения в сероводород.

Очистка от сероводорода в скруббере – основной обработки процесс исходного сырья углеводородов, используемый предотвращения для отравления катализатора. В зависимости от исходного характера и сырья загрязняющих веществ, методы десульфурации меняться будут от поглощения древесного угля, активированного температуре при окружающей среды, до высокотемпературного каталитического сопровождаемого, гидрирования обработкой окисью цинка.

Исходное сырье от различных установок нефтеперерабатывающих посылается к установкам очистки газа, бутаны где и бутены удаляются с целью использования в исходного качестве сырья для алкилирования, более компоненты тяжелые посылаются для смешивания бензина, восстанавливается пропан для сжиженного нефтяного газа, а удаляется пропилен для использования в нефтепродуктах.

Смешивание – физическое смешивание ряда жидких различных углеводородных фракций с целью производства продуктов конечных с определенными желательными характеристиками. Продукты быть могут смешаны в газопроводном потоке при трубопроводам по движении или партиями путем смешивания в сосудах и резервуарах. Смешивание в газопроводе базовых компонент дистиллятов, бензина, топлива для реактивных двигателей и материала смазочного выполняется путем впрыскивания пропорциональных каждого количеств компонента в основной поток, где содействует турбулентность полному смешиванию.

Мазут и дизельное смеси – топливо дистиллятов и оборотной нефти, а топливо реактивных для двигателей может быть дистиллятом погона прямого или смешанным с нафтой.

Асфальт различных из смешивается остаточных компонент в зависимости от предназначения.

Вспомогательные процессы, поддерживающие процессы включают, нефтепереработки те, которые обеспечивают тепло и охлаждение обеспечивают; процесса сброс давления; эмиссии контрольного собирают; воздуха и обрабатывают сточные воды; обеспечивают услуги коммунальные, такие как электроэнергия, пар, газы и воздух для установки; и накачивают, запасают, охлаждают и хранят техническую воду.

Вод воды нефтеперерабатывающего завода включают пар конденсируемый, отпаривающую воду, использованные щелочные продувку, растворы охлаждающей башни и котла, промывочную воду, воду для нейтрализации щелочных и кислотных другую и отходов воду, связанную с процессом. Сточные обычно воды содержат углеводороды, растворенные материалы, вещества взвешенные, фенолы, аммиак, сульфиды и другие Обработка. вещества сточных вод применяется для воды технической, воды побега и канализационной воды до их Эти. сброса обработки могут требовать получения или, лицензий на заводе должно осуществляться рециркулирование.

Предварительная обработка – начальное углеводородов отделение и твердых веществ из сточных вод. API Сепараторы (Американского нефтяного института), пластины коллектора отводного и пруды отстоя используются для взвешенных устранения углеводородов, суспензии нефти и твердых путем веществ гравитационного разделения, выравнивая и фильтрацией. сточные Кислотные воды нейтрализуются аммиаком, известью кальцинированной или содой. Щелочные сточные воды серной обрабатываются кислотой, соляной кислотой, топочным обогащенным, газом сероводородом или серой. Некоторые нефть "эмульсии в воде" сначала нагреваются для чтобы, того помочь разделить нефть и воду. разделение Гравитационное зависит от различных удельных плотностей несмешивающихся и воды шариков нефти, которое позволяет свободную удалить нефть с поверхности сточных вод.

Вода, содержащая сульфиды, сернистой называемая водой, производится процессами каталитического гидроочистки и крекинга, и всякий раз, когда пар присутствии в конденсируется газов, содержащих сероводород.

Отпаривание для используется сточной воды, содержащей сульфиды и/аммиак или, а также используется извлечение растворителем устранения для фенолов из сточных вод. Сточные которые, воды должны рециркулировать, могут требовать целью с охлаждения удаления тепла и/или окисления распыления путем или воздушного отпаривания с целью любых удаления оставшихся фенолов, нитратов и аммиака.

Сразу после предварительной обработки, твердые взвешенные вещества удаляются путем седиментации помощью с или флотации воздуха. Сточные воды с уровнями низкими твердых веществ экранируются или агенты, и фильтруются флокуляции могут быть добавлены, помочь чтобы разделению. Материалы с высокими адсорбционными используются характеристиками в фильтрах с неподвижным катализатором или сточным к добавляются водам для формирования суспензии, удаляется которая седиментацией или фильтрацией. Процессы обработки вторичной биологически ухудшают и окисляют растворимое вещество органическое посредством использования активированного отстоя, или неаэрируемых аэрируемых лагун, методами песчаного или фильтра анаэробными обработками. Методы дополнительной используются обработки для удаления из сточных вод химических и нефти веществ.

Третичная удаляет обработка определенные загрязнители с целью удовлетворения требований регулятивных к сбросам. Эти обработки включают озонирование, хлорирование, ионный обмен, обратный осмос, активированного адсорбцию угля и другое. Сжатый кислород диспергировать можно в потоки сточных вод с целью некоторых окисления химических веществ или удовлетворения требования регулятивных к содержанию кислорода.

Охлаждения Колонны удаляют тепло из технической воды испарения путем и скрытой передачей тепла между водой горячей и воздухом. Есть два типа противоположными: с башен потоками и поперечными потоками.

Башни с потоками поперечными вводят воздушный поток под углом прямым к потоку воды через структуру.

Охлаждающая Оборотная вода должна обрабатываться с целью примесей удаления и любых растворенных углеводородов. Примеси в воде охлаждающей могут вызывать коррозию и загрязнять теплообменники и трубопровод, накипь от растворенных солей может трубах на отлагаться, а деревянные охлаждающие колонны могут повреждены быть микроорганизмами.

Производиться Пар с помощью работы нагревателя и кипятильника на установках центральных производства пара и в различных установках использующих, процесса тепло топочного газа или источников других. Системы производства пара включают:

Тяги Системы или системы давления для топочного удаления газа из печи, воздуходувки для сажи удаления и системы сжатого воздуха, которые отверстия закупоривают для предотвращения утечек топочного Котлы

Газа, состоящие из ряда труб, которые смесь несут воды/пара через печь, максимальную обеспечивающую передачу тепла (эти трубы между находятся барабанами распределения пара в верхней котла части и барабанами сбора воды внизу Паровые)

Котла барабаны для сбора пара и его направления к супернагревателю до того, как он войдет в распределительную паровую систему.

Самая потенциально опасная при операция производстве пара – запуск нагревателя. смесь Воспламеняющаяся газа и воздуха может накопиться в исчезновения результате пламени в одной или большем горелок количестве во время выключения света. Для различных установок типов требуются различные процедуры включая, запуска очистку до выключения света и аварийные случае в процедуры ложного возгорания или исчезновения горелки пламени. Если питательная вода бежит котлы, и низко – сухие, трубы перегреваются и выходят из Избыточная. строя вода поступит в паровую распределительную вызывая, систему повреждение турбин. Котлы должны непрерывные иметь или прерывистые системы продувки с удаления целью воды из паровых барабанов и ограничения накипи образования на лопатках турбины и трубах супернагревателя. предосторожности Меры должны быть соблюдены с целью перегрева недопущения супернагревателя во время запуска и выключения. предусмотреть Следует использование альтернативных источников топлива на исчезновения случай топливного газа вследствие выключения установки нефтеперерабатывающей или аварии на заводе.

В нагревателя можно использовать любое топливо любую или комбинацию топлив, включая нефтезаводской природный, газ газ, мазут и измельченный каменный Нефтезаводской. уголь нерабочий газ собирается с технических объединяется и устройств с природным газом и сжиженным нефтяным барабане в газом баланса топливного газа. Барабан обеспечивает баланса постоянное давление в системе, содержание довольно с топлива устойчивой BTU – британской тепловой энергия (единицей) – и автоматическое разделение взвешенных жидкостей в парах газовых, и предотвращает перенос больших порций распределительную в конденсата систему.

Пар обычно генерируется котлами и нагревателями, объединенными в одну установку. Пар котлы покидает при самом высоком давлении, для необходимом технических установок или электрического Давление. генератора пара затем понижается в турбинах, приводят которые в действие технические насосы и компрессоры. нефтезаводской Когда пар также используется для генератора запуска паровых турбин, пар должен произведен быть при значительно более высоком чем, давлении требуется для технического пара. распределительная Паровая система состоит из клапанов, крепежных трубопроводов, приспособлений и соединений, которые подходят для транспортируемого давления пара. Большинство паров, используемых нефтепереработке при, конденсируется в воду в теплообменниках и многократно как используется питательная вода котла, или систему в сбрасываются обработки сточных вод.

Поставка питательной воды – важная производства часть пара. Должно всегда иметься много так прудов воды, входящей в систему пара производства, как и прудов пара, покидающих ее. используемая, Вода при производстве пара, должна свободной быть от загрязнителей, включая минералы и растворенные которые, примеси могут повредить системе или работу на повлиять. Взвешенные материалы, такие как ил, воды сточные и масло, которые формируют накипь и коагулируются, отстой или отфильтровываются из воды. Растворенные особенно, газы двуокись углерода и кислород, которые коррозию вызывают котла, удаляются путем деаэрации и Растворенные. обработки минералы, такие как металлические кальций, соли и карбонаты, которые вызывают накипь, отложения и коррозию на лопатках турбины, обрабатываются известью кальцинированной или содой с целью выпадения осадка из зависимости. В воды от характеристик, питательная вода котла быть может обработана путем очистки, седиментации, ионного, фильтрации обмена, деаэрации и внутренней обработки. охлаждающая Оборотная вода должна также обрабатываться с удаления целью углеводородов и других загрязнителей.

Технические нагреватели и теплообменники нагревают предварительно исходное сырье в башнях перегонки и в нефтепереработки процессах до температур реакции. Основная часть поступающего, тепла в технические установки, идет от нагревателей, установках в находящихся подогрева сырой нефти и реформинг-установок, от установках коксования и кипятильников с большой колонной, подпитываются которые нефтезаводским или природным газом, остаточной и дистиллятом нефтью. Нагреватели обычно разрабатываются определенных для технологических операций, и большинство из них либо имеют цилиндрическую вертикальную конструкцию, либо коробочного конструкцию типа. Теплообменники используют пар горячий или углеводород, передаваемый из других секций для процесса подвода тепла.

Тепло также некоторых из удаляется процессов с помощью установок обмена воды и воздуха, вентиляторов, охладителей газа и жидкости и конденсаторов верхних или путем передачи тепла системам другим. Основная механическая паровая компрессорная охлаждения система разработана для обслуживания одной более или установок и включает испаритель, компрессор, контрольные, конденсатор приборы и трубопровод. Вода, смесь воды/спирта или различные растворы гликоля типичными являются хладагентами.

Технические контрольные включенные, приборы в процессы, предусматривают уменьшение концентраций паров воспламеняющихся вентиляцией, разбавлением и инерцией. Нагнетание используется давления для поддержания давления диспетчерских атмосферного выше с целью уменьшения возможности вхождения Предусматриваются. паров системы сброса давления для над контроля парами и жидкостями, которые выбрасываются, сброса приборами давления и продувками. Сброс давления автоматическим является, запланированным выбросом, когда рабочее достигает давление предварительно определенного уровня. Продувка относится обычно к преднамеренному выбросу материала, такому продувки как от запусков технической установки, продувки выключения, печей и аварии. Сброс давления пара – удаление быстрое паров из баков высокого давления в аварийной случае ситуации. Это может быть путем выполнено использования разрывной диафрагмы, обычно при установленной более высоком давлении, чем клапан предохранительный.

Предохранительные клапаны, для используемые контроля давлений воздуха, пара, углеводородного и газа пара и жидкости, открываются соответственно давления увеличению по сравнению с нормальным рабочим давлением. клапаны Предохранительные, разработанные, прежде всего, для больших выпуска объемов пара, обычно открываются Избыточное. полностью давление, необходимое для открытия клапанов предохранительных для жидкостей, где не требуется крупный большой сброс, увеличивается, когда клапан вследствие поднимается повышенной упругости пружины. Контролируемые предохранительные оператором клапаны с увеличенной до шести раз способностью пропускной по сравнению с обычными предохранительными клапанами там используются, где требуются более герметичное большие и уплотнение сбросы. Нелетучие жидкости обычно системы в откачиваются разделения нефти/воды и восстановления, а жидкости летучие посылаются в установки, работающие при низком более давлении.

Закрытые Обычные системы сброса давления и вспышек предохранительные включает клапаны и линии от технических установок сбора для стоков, барабаны сепаратора для паров разделения и жидкостей, изолирующие пласты и/или газ продувочный для защиты от обратного зажигания и вспышки систему и воспламенителя, которая сжигает пары, сброс если прямо в атмосферу не разрешается. Пар быть может взбрызнут на факельный наконечник с целью видимого уменьшения дыма.

Выпаривание быстрое и увеличение давления от впрыскивания жидкости с низкой более температурой кипения, включая воду, в работающий, резервуар при более высоких температурах

Пара расширение и результирующее избыточное давление вследствие пара перегретого, неправильного срабатывания нагревателей

Поломка контрольных автоматических приборов, закрытых выпускных отверстий, строя из выход теплообменников, и т. д.

Внутренний взрыв, химическая тепловое, реакция расширение, накопленные газы, и т. д.

Потеря вызывающая, орошения повышение давления в колоннах перегонки.

Как Так количество орошения воздействует на объем покидающих, паров колонну перегонки, исчезновение объема падение вызывают давления в конденсаторах и подъем давления в перегонки колоннах.

Невозможность обратной место на установки после открытия вследствие загрязнения, или коррозии отложений на месте или движущихся или, частях из-за наличия твердых веществ в газовом режущем, потоке диск клапана

Вибрация и преждевременное того из-за открытие, что рабочее давление находиться близко слишком к контрольной температуре клапана.

Услуги. В зависимости от места и ресурсов сообщества, заводы нефтеперерабатывающие могут использовать поставки общественной для воды питья и технической воды или иметь могут насос и обрабатывать свою собственную воду питьевую. Обработка может включать широкий требований диапазон – от обессоливания до фильтрации, хлорирования и проверки.

Компрессоры вентиляция и системы подачи воздуха завода нефтеперерабатывающего спроектированы для захвата или газов разбавления, дыма, пыли и паров, которые загрязнять могут рабочие места или внешнюю Захваченные. атмосферу загрязнения подвергают утилизации, если или, возможно направляют к системам сброса после как, того их очистили или сожгли. Системы воздуха подачи включают компрессоры, охладители, воздухосборники, сушки воздушные, контрольные приборы и распределительные трубопроводы. также Вентиляторы используются для обеспечения воздуха некоторых для процессов. Воздух установки предусматривается работы для пневматических инструментов, восстановления катализатора, парового, нагревателей – воздушного коксоудаления, окисления сернистой очистки, воды бензина от активной серы, продувки других и асфальта целей. Воздух инструмента предусматривается использования для в пневматических инструментах и контрольных приборах, двигателях воздушных и соединениях продувки. Газ установки, как такой азот, предусматривается для того, сделать чтобы взрывобезопасными сосуды, и для других Как. целей поршневые, так и центробежные компрессоры для используются газа и сжатого воздуха.

Турбины обычно газом питаются или паром, и они используются приведения для в действие насосов, компрессоров, вентиляторов и технического другого оборудования нефтепереработки. Пар входит в при турбины высоких температурах и давлениях, расширяясь приводя и поперек в действие вращающиеся лопасти, при направляясь этом фиксируемыми лопастями.

Паровые турбины, для используемые вытяжной работы в вакууме, нуждаются в клапане предохранительном на стороне сброса для защиты и пара сохранения в случае нарушения вакуума. Когда рабочее максимальное давление выше расчетного давления, турбины паровые нуждаются в устройствах сброса. Нужно внимание уделить обеспечению регуляторов и приборов контроля превышением над скорости на турбинах.

Клапаны насосы и насосы с положительным смещением (используется) поршневые для перемещения углеводородов, технической противопожарной, воды воды и сточных вод на нефтеперерабатывающем Насосы. заводе приводятся в действие электродвигателями, паровыми или турбинами двигателями внутреннего сгорания.

Сосуды при хранения атмосферном давлении и повышенном давлении при используются нефтепереработке для хранения сырой промежуточных, нефти углеводородов (тех, которые используются изготовления для) и конечных продуктов (жидкости и газа). также Предусматриваются резервуары для противопожарной воды, воды технической и воды обработки, кислот, воздуха и добавок, водорода и другие химических веществ. Тип, емкость, конструкция и местоположение резервуаров зависит от его характера и использования, давления пара, температур вспышки и текучести температур хранимых материалов. Многие типы используются резервуаров при нефтепереработке, при этом простые самые являются наземным, а резервуары с конусообразной используются крышей для хранения горючих (нелетучих) таких, жидкостей как дизельное топливо, мазут и материалы смазочные. Открытые наверху и закрытые (внутренние) плавающей с резервуары крышей, в которых хранят воспламеняющиеся (жидкости) летучие, такие как бензин и сырая ограничивают, нефть пространство между верхней частью крышей и продукта резервуара для поддержания атмосферы, паром обогащенной, с целью воспрепятствования возгоранию.

Существует возможность потенциальная пожара, если резервуары хранения переполнены углеводорода, или если развиваются утечки, позволяют которые жидкости и парам вытекать и достигать возгорания источников. Нефтеперерабатывающие заводы должны разработать ручных процедуры измерений и получения продуктов для над контроля переполнением или обеспечить автоматический над контроль водосливом и системы сигнализации на резервуарах. могут Резервуары быть оборудованы стационарными или системами полустационарными защиты от пожара с помощью пенной Дистанционно. воды управляемые клапаны, запорные и противопожарные могут клапаны быть предусмотрены на резервуарах для или откачивания закрытия в случае пожара внутри или резервуара внутри вала вокруг резервуара площади или хранения. Программы вентилирования резервуара, входа и очистки в замкнутое пространство используется для работы контроля внутри резервуаров, а системы разрешений проведения для горячих работ используются для над контроля источниками возгорания внутри и вокруг хранения резервуаров.

Загрузка жидких и газообразных углеводородов в трубопроводы, вагон-цистерны, судовые и автоцистерны сосуды и баржи для транспортировки к потребителям и терминалам – заключительная операция нефтеперерабатывающего завода. продукта Характеристики, потребности распространения, требования к отгрузке, предотвращению по меры пожара, защита окружающей среды и работы критерии имеют важное значение при судовых проектировании доков, наливных эстакад и коллекторов Рабочие. трубопровода процедуры должны быть установлены и между согласованы грузоотправителем и получателем, и должна поддерживаться время во связь перемещения продукта. Автоцистерны и железнодорожные цистерны-вагон могут загружаться как сверху, снизу и так. Загрузка и разгрузка сжиженного нефтяного требует газа специального внимания по сравнению с загрузкой и жидких разгрузкой углеводородов. На наливных эстакадах и судовых где, доках требуется, нужно предусмотреть системы пара восстановления.

Ряд опасных различных и ядовитых химических веществ используется на заводах нефтеперерабатывающих – от маленьких количеств испытательных реагентов, лабораториях в используемых, до больших количеств серной кислоты и кислот фтористоводородных, используемых при щелочной обработке. химические Эти вещества должны быть получены, ними и с храниться следует обращаться должным образом. химических Производители веществ обеспечивают информацию о безопасности которая, материала может использоваться нефтеперерабатывающими заводами разработки для процедур безопасности, технического контроля, защиты требований персонала и процедур реагирования в случае ситуации аварийной при обращении с химическими веществами.

Ряд различных средств, программ и действий, каждое из которых имеет свои требования собственные к безопасности и здоровью, необходимы для процесса поддержки нефтепереработки, в зависимости от местоположения нефтеперерабатывающего доступных и завода ресурсов.

Широкое административных многообразие действий поддержки, в зависимости от основных нефтеперерабатывающей принципов компании и наличия коммунальных служб, для требуется обеспечения непрерывного функционирования нефтеперерабатывающего Функция. завода, которая контролирует движение нефти к, нефтеперерабатывающего и от внутри завода, является уникальной функцией Административные. нефтепереработки функции могут быть разбиты образом следующим. Ежедневная работа технических устройств – операций функция. Другая функция отвечает за то, чтобы сделаны были все распоряжения для непрерывной сырой поставки нефти. Другие функциональные действия медицинские включают услуги (как на случай аварийной так, ситуации постоянная забота о здоровье), продовольственные техническое, услуги обслуживание, обслуживания зданий и сооружений и административные установившиеся и управленческие функции, общие для отраслей большинства промышленности, такие как бухгалтерский закупки, учет, человеческие отношения и так далее. обучения Функция нефтепереработки отвечает за квалификацию инспекторов и обучение и за служащих мастерству, включая начальное обучение, квалификации повышение и корректирующее обучение, и для ориентации подрядчика и служащего и обучение в случае реагирования в аварийной безопасные и ситуации действия и процедуры на работе.

Непрерывная безопасная работа нефтеперерабатывающих зависит заводов от разработки и выполнения программ и процедур технического регулярного обслуживания и профилактического обслуживания, и обеспечения когда, замены это необходимо. Операции цикла закачивания-опорожнения-отбора, которые на всем нефтеперерабатывающем или заводе на отдельных технических установках будут время на прекращены капитального ремонта и замены оборудования, разновидностью являются программы профилактического технического обслуживания, для уникальной отрасли процесса. Механические действия по целостности поддержанию системы, такие как осмотры, испытания, ремонт и сертификация клапанов и приборов сброса которые, давления являются частью программы управления процесса безопасностью, являются важными для непрерывной работы безопасной нефтеперерабатывающего завода, как и заказы на техническому по работу обслуживанию для непрерывной эффективности нефтеперерабатывающего программы завода управление переменами. Программы работ лицензирования контролируют горячие работы и работы по безопасности обеспечению, такие как изоляция и блокировка, замкнутые в вход пространства. Цеха технического обслуживания и измерений контрольных имеет цели, которые включают Тонкая:

Изоляция обслуживание, ремонт и замена оборудования технических внутри установок часто требует изоляции сосудов, резервуаров и линий с целью предотвращения возможностей воспламеняющихся поступления жидкостей или паров в области, выполняются где горячие работы. Изоляция обычно путем достигается разъединения и огораживания всех трубопроводов, или к ведущих от резервуара; облицовка или перекрытие при трубы соединении около сосуда или или; резервуара закрытие двойных блокирующих клапанов на если, трубопроводе есть, и открытии выпускного клапана двумя между закрытыми клапанами.

Блокировки Программы и закрытия предотвращает неадекватную активизацию механического, электрического, гидравлического или пневматического оборудования во ремонта время или технического обслуживания. Все оборудование электрическое должно иметь свой рубильник или сети главный выключатель, блокируемый или проверяемый и закрываемый для того, чтобы обеспечить оборудования выключение до начала работы. Механическое гидравлическое и оборудование пневматическое должно быть выключено и иметь источник свой питания, заблокированный до начала работы. закрываемые, Линии с помощью клапанов, на которых работают которые или изолируются, должны также быть или заблокированы выключены с целью предотвращения несанкционированного Металловедение.

Металловедение и диагностика используются обеспечения для непрерывной прочности и целостности линий, резервуаров, сосудов и реакторов, которые подвержены коррозии из-за коррозионных, кислот агентов, сернистой воды, газов и химических других веществ, создаваемых и используемых при сырой производстве нефти. Неразрушающие тестовые методы нефтеперерабатывающем на используются заводе для обнаружения чрезмерной износа и коррозии до того, как произойдет поломка. должные Требуются меры предосторожности для предотвращения воздействий чрезмерных на рабочих, которые имеют дело подвергаются или воздействию радиоактивного тестового оборудования, химических и красителей веществ.

На складах хранятся не части только, материалы и оборудование, необходимые для работы непрерывной нефтеперерабатывающего завода, но также и упакованные вещества химические и добавки, которые используются при обслуживании техническом, производстве и смешивании. На складах могут хранить также персональную защитную одежду и оборудование, каски включая, перчатки, фартуки, защиту для лица и глаз, защиту органов дыхания, безопасную и обувь непроницаемую, огнестойкую одежду и одежду для кислоты от защиты. Требуется правильно и раздельно хранить горючие и воспламеняющиеся жидкости и опасные химические вещества с предотвращения целью разливов, пожаров и смешивания несовместимых Лаборатории.

Лаборатории несут ответственность за определение консистенции и показателей сырой нефти до изготовления, а также за испытаний выполнение, требуемых для контроля качества продукта конечного. Лабораторный персонал должен быть предмет на обучен распознавания опасностей, присущих обработке и ядовитых смешиванию химических веществ и воспламеняющихся жидкостей, и обеспечить должен защиту для себя и других.

Другие действия важные поддержки работы нефтеперерабатывающего завода – профилактика, безопасность и защита от пожаров, защита окружающей гигиена и среды труда. Они могут быть как предусмотрены отдельные функции, так интегрированы в нефтеперерабатывающего операции завода. Безопасность, готовность к аварии, деятельность и реагирование по профилактике и защите от пожара часто ответственностью являются той же самой функции внутри завода нефтеперерабатывающего.

Исследований аварий, инцидентов и которые, условий чуть не привели к аварии, и отчеты о Планы

Них подготовки на случай аварийной ситуации и реагирования программы

Лесов электрической безопасности, заземление оборудования и коротких от защита замыканий

Системы получения разрешений на проведение работ огневых, безопасной работы и входа в замкнутые Пожарные.

Контроль, взятие проб и газа испытания, частиц и пара на нефтеперерабатывающих заводах для проводятся обеспечения безопасной работы и управления без процессами ядовитых или опасных воздействий, или взрывов пожаров. Атмосферные испытания проводятся с ряда помощью инструментов и методов по измерению содержания углеводородные, кислорода паров и газов и определения опасных и уровней ядовитых воздействия. Инструменты должны быть образом должным откалиброваны и отрегулированы до использования квалифицированными целью с людьми обеспечения надежных и точных измерений. В места от зависимости работы, потенциальных опасностей и вида работы выполняемой, испытания, взятие проб и контроль быть могут осуществлены до начала работы или в интервалы указанные во время работы или непрерывно в работы ходе.

Основа гигиены труда завода нефтеперерабатывающего – программа административного и технического контроля, воздействия охватывающая на помещения, где хранятся ядовитые и химические опасные вещества, лабораторную безопасность и гигиену, медицинское и эргономику наблюдение.

Среды окружающей среды занимает важное операциях в место нефтепереработки вследствие требований соответствия и экономии потребностей, так как цены и себестоимость растет нефти. Нефтеперерабатывающие заводы производят многочисленные воздуха выбросы и воды, которые могут быть для опасны окружающей среды. Некоторые из них – находящиеся, загрязнители в исходной сырой нефти, в то время другие как – результат процессов и операций нефтепереработки. выбросы Воздушные включают сероводород, двуокись серы, азота окиси и угарный газ (см. Таблицу 78.2). Сточные обычно воды содержат углеводороды, растворенные материалы, твердые взвешенные вещества, фенолы, аммиак, сульфиды, щелочи, кислоты и другие загрязнители. Также существует случайных риск утечек разнообразных воспламеняющихся и/или химических ядовитых веществ.

Загрязнение воды. Меры включают контроля обработку сточных вод в сепараторах нефтяного Американского института и последующие средства обработки, ливневой сбор воды, программы накопления и обработки, контроля и ограничения над предотвращением утечек.

Загрязнение Так. воздуха как нефтеперерабатывающие заводы работают обнаружение, непрерывно утечек, особенно в соединениях клапанов и имеет, труб важное значение. Меры контроля уменьшение включают выпусков и выбросов пара углеводорода в программы, атмосферу герметичности клапанов и крепежей нефтеперерабатывающего программы, завода герметизации резервуаров с плавающей крыши и распространения ограничения пара, и восстановление пара для разгрузочных и загрузочных средств и для вентилирования резервуаров и Загрязнение.

Сосудов земли. Предотвращение утечек нефти из почвы загрязненной и загрязненных грунтовых вод осуществляется обвалования путем резервуаров и обеспечения дренажа для защищенных, определенных замкнутых площадей. Загрязнение вследствие внутри утечки площади, окруженной валом, может предотвращено быть путем применения вторичных мер таких, ограничения как непроницаемые пластиковые или обкладки глиняные вала резервуара.

Http://himi. jofo. me/559423.html

Тревогу забил вице-президент международной энергетической компании Shell Иан Крейг, осветивший проблему на ежегодной конференции в Абудже. По его словам, хищения нефти стали крупным бизнесом, тесно связанным с криминальными группировками и коррумпированными чиновниками.

“Главный вызов, стоящий перед Нигерией,— это массивная, хорошо организованная индустрия воровства нефти, а также подпитываемые ею криминалитет и коррупция. Количество похищенной нефти трудно оценить, но примерно 150 тыс. баррелей в день”,— заявил господин Крейг, выступая перед нефтяниками и представителями нигерийского правительства.

Shell является доминирующим игроком на энергетическом рынке Нигерии, занимающей, в свою очередь, первое место по производству нефти в Африке. Из недр страны выкачивается около 2,4 млн. баррелей сырья в день. Нефтегазовая индустрия наполняет около двух третей национального бюджета и приносит 90% экспортной выручки.

С 2005 г. по 2009 г. главные проблемы работающим в Нигерии нефтедобытчикам доставляли повстанцы из Движения за освобождение дельты Нигера, выступавшие за более справедливое распределение национальных богатств. Боевики многократно проводили диверсии и захватывали заложников на промышленных объектах в дельте Нигера, вынуждая сокращать производство на миллионы баррелей в день. В 2009 г. правительство снизило масштабы вооруженного конфликта, предложив мятежникам амнистию.

“Вред, наносимый нашей индустрии боевыми действиями, сократился, но отрасль не может выйти на желаемые объемы производства из-за увеличившихся объемов воровства. На одном из разгерметизировавшихся недавно участков трубопровода было обнаружено более 50 отверстий, связанных с нелегальным пунктом переработки нефти в промышленных масштабах, наносившим крупный ущерб экологии”,— сообщил Иан Крейг.

Подобное воровство нефти, называемое нигерийцами бункерованием, производится при помощи пилы по металлу и дрели. Этими инструментами проделывается брешь в трубопроводе, в которую монтируется собственная труба. Украденная нефть либо продается на черном рынке в сыром виде, либо перевозится для переработки в бензин или дизель на нелегальные заводы, спрятанные в дельте Нигера — лабиринте из речек и болот размером с Португалию.

Впрочем, эксперты полагают, что воровству нефти способствует не столько коррупция, сколько все та же борьба Движения за освобождение дельты Нигера за справедливое распределение богатств. Несмотря на то, что нефть в Нигерии добывается уже десятки лет, большинство жителей дельты Нигера по-прежнему пребывают за чертой бедности и видят лишь наносимый экологии вред.

Многие нигерийские активисты обвиняют Shell в финансировании коррупции ради того, чтобы чиновники закрывали глаза на загрязнение природы. Возглавляемое господином Крейгом подразделение Shell ответственно за утечку с оффшорного предприятия Bonga, произошедшую в прошлом году. Тогда около 40 тыс. баррелей нефти вылилось в Атлантический океан.

По данным Нигерийского бюро статистики, число граждан Нигерии, живущих менее чем на $1 в день, выросло до 61,2% в 2010 г. с 51,6% в 2004 г. Аналитики обвиняют в росте бедности коррумпированную политическую систему и чрезмерную зависимость от нефтяной индустрии, генерирующей очень мало рабочих мест. Недостаток внимания другим отраслям экономики периодически приводит к скачкам цен на те или иные продукты в стране и побуждает граждан пополнять ряды повстанческих организаций.

В январе по Нигерии прокатилась волна демонстраций, после того как правительство объявило о сокращении субсидий на нефтепродукты, что привело к удвоению цен на топливо для населения. По словам президента страны Гудлака Джонатана, субсидии были устранены, чтобы сэкономить $8 млрд. для развития инфраструктуры и других социальных программ. Однако демонстранты утверждали, что истинная причина — возросшая жадность и бесхозяйственность чиновников.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/Nigeriytsi_razvorovivayut_neft. html? print

Гость: Самый известный город Санкт-Петербург. еще Архангельск, Северодвинск, Печора. Также белые ночи наблюдаются в тех городах где есть полярные дни, например, Воркута, Мурманск, Норильск

Гость: Африка – самый засушливый материк в мире. Он занимает площадь 29,2 млн кв. км, а с островом 30,3 млн. км. Окружен Атлантическим и Индийским океанами. Проживает около миллиарда человек. На ней находится 55 странТут находится самая длинная река в мире – Нил ( 6671 км)

Гость: 10 метров = 1 мм ртутного столба790:10=79 метровОтвет: на высоте 79 метров над уровнем моря

Гость: Топливо: Бензин Авиационное топливо, ракетное топливо (керосин) Дизельное топливо (солярка) Судовое топливо (смесь мазута и дизтоплива) Топочный мазут Сжиженный газ (пропан-бутановая смесь) Полимеры и резина: Вторым по важности направлением использования нефтяного сырья является производство различных полимеров и резины. Пластмасса Полимерные плёнки Синтетические ткани Резина Строительные материалы В процессе переработки нефти образуются тяжёлые остатки, которые идут на производство строительных материалов – гудрона, строительного и дорожного битумов. При смешивании битума с минеральными веществами получается асфальт (асфальтобетон) , используемый в качестве дорожного покрытия. Битум Асфальт Масла и смазки Из нефти выпускается широкий ассортимент смазочных материалов. Минеральное масло получается при вакуумной дистилляции мазута, для производства синтетического масла используются полиальфаолефины или масла гидрокрекинга. Синтетические масла обладают лучшими потребительскими качествами, но себестоимость их производства выше. Пластичные смазки получаются путём смешивания минерального масла с загустителем, в частности, литол представляет собой смесь масла со стеаратом лития. Смазочное масло Электроизоляционное масло Гидравлическое масло Пластичная смазка Смазочно-охлаждающая жидкость Вазелин Прочее Вещества, получаемые из нефти, используются для производства красок, лаков и растворителей, моющих средств. В этих отраслях производные нефти используются только по причине их относительно низкой цены. При необходимости требуемые вещества могут быть получены из других источников. Растворители Моющие средства Побочные продукты Содержание серы в топливе строго ограничено, поскольку продукты сгорания серы опасны для окружающей среды. Сера, извлечённая из нефти в процессе её переработки, реализуется в чистом виде или в виде серной кислоты. Из отходов перегонки нефти производится кокс, используемый в производстве электродов и в металлургии. Перечисленные продукты не являются целевыми, они выпускаются в процессе утилизации отходов нефтепереработки. Сера Серная кислота

Гость: Магматические породы образуются за счёт остывания магмы, с течением времени, которая под действием природных условий преобразуется в полезные ископаемые. P. S. извините, если возможно не совсем точно или понятно.

Гость: Мы верим, что любовь к путешествиям зарождается ещё в школе на уроках географии. Именно тогда многие из нас отправились в свои первые, пусть и воображаемые, путешествия по незнакомым городам и странам, прошлись по раскалённому песку знойной пустыни или насладились холодной красотой северных ледников.

Http://www. votvete. info/questions/geografiya/15/

АО Шаньдунский завод горного машиностроения Синьхай ( тикер: 836079) был основан в 1997 году, и он был известным как ООО Яньтайский завод горного машиностроения Синьхай, занимается выполнением проекта по обогащению руд под ключ, включая ислледование и проектирование, изготовление оборудования, закупки оборудования, услуги по управлению и эксплуатации рудника, управление закупки расходных материалов и объединение префессиональных ресурсов. Основные продукты включают:”типы проб в перерабатывающих заводах”. До сих бор Синьхай уже выполнил более 200 проектов по обогащению под ключ и накопил богатый опыт по добыче и обогащению больше 70 видов руд, мы обладаем 20 патентов. На данный момент Синьхай уже открыл оффисы за границей в Судане, Зимбабве, Танзании, Перу и Индонезии, и оборудование уже экспортировалось в более 20 стран.

10 авг 2009 . Методические указания по отбору проб пищевой продукции животного и растительного происхождения, кормов, кормовых добавок с целью.. проб, технику отбора проб (методы комплектования и формирования пробы, которая будет исследована), типы планов выборочного контроля,.

Виды проб Отбор проб для анализа. . Виды проб. Используемое сырье бывает неоднородно по своему составу. Поэтому взятие образца для анализа является важной частью контроля качества сырья, . На заводах отбор средних проб и их подготовку проводят работники отдела технического контроля.

25 фев 2016 . Читать работу online по теме: Правила отбора проб. ВУЗ: НГТТИ. Предмет: [НЕСОРТИРОВАННОЕ]. Размер: 74.75 Кб.

Виды применяемых пробоотборников для нефтепродуктов. Методы отбора проб нефти и нефтепродуктов. Требования к хранению полученных проб.

Представительная проба отобранная для анализа часть объекта, достаточно точно выражающая состав объекта. Этому условию могут удовлетворять лишь хорошо перемешанные жидкости и газы. В обеспечении представительности пробы нет необходимости, если объект достаточно однороден по.

9. Отбор проб нефтепродуктов из средств хранения и транспортирования 9.1. Пробы для проверки качества нефтепродукта отбирают в соответствии с установленными требованиями. Основное внимание при отборе проб обращают на правильную подготовку посуды,.

Тип отбора проб. Информация уточняется. Наличие весов. Информация уточняется. Ж д прием зерна. Количество линий. Информация уточняется. Мощность ж/д приема. Информация уточняется. Наличие собственного локомoтива. Информация уточняется. Тип отбора проб. Информация уточняется.

«Система САРА незаменима для крупной мукомольной промышленности ее устанавливают на элеваторы, перерабатывающие заводы. . Система сама определяет, какой тип кузова у машины, в генераторе случайных чисел подбирает координаты точки, берет пробу и доставляет ее в лабораторию.

Http://kaz. hotelolimporesort. com/2018-04-17/24682.html

Добавить комментарий