Характеристика переработки нефти

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Показатели качества Девонской нефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел с ИВ90 и температурой застывания -15°С в нефти нет.

Таким образом производство базовых масел, т. е. получение узких масляных фракций на установке АВТ является не целесообразным.

Девонская нефть с массовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20 о С 889,5 (тип 3, тяжелая), концентрации хлористых солей 119 мг/дм 3 , массовой долей воды 0,67 % (группа 3), массовой долей сероводорода 24 ррm (вид 2) обозначается «3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002». Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.» только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиям экспортного варианта – тип 3).

Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.

Девонской нефть содержит в основном тяжёлые газы, т. е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т. к. содержание этана в нём будет <5 %).

В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива) или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка.

В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.

Из Девонской нефти получаем дизельные фракции 180-230°С и 230-360°С. Фракция 180-360°С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо. Фракцию 180-230°С можем использовать как компонент зимнего ДТ. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижения содержания серы [4].

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Девонской нефти и их применение

Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов Девонской нефти

Данные табл. 2.4 показывают нецелесообразность получения узких масляных фракций из Девонской нефти, т. к. получение базовых масел с ИВ?90 невозможно из-за их отсутствия. Поэтому после выхода из вакуумной колонны и блока теплообменников потоки объединяем и направляем широкую масляную фракцию (ШМФ) на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (tнк

550°С). Мазут поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.

Мазут и гудрон применяются в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов, т. к. Девонская нефть отвечает требованиям:

Где А, С, П – содержание асфальтенов, смол и парафинов в нефти соответственно [4].

Остатки Девонской нефти из-за повышенной вязкости (ВУ > 16) могут быть применены в качестве компонентов котельных топлив только после их переработки на установке висбрекинга.

3 Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 1 мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [13]. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т. к.

Где 119 – содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 2.1).

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Для девонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

Откуда В=16,85 л/м 3 нефти или 1,685 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% об.), т. е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя – в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г/т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

Схему 1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае – 13,5%(масс.). Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В схеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций снижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т. е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 (рис. 3.1.) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой.

В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С2-С4 и фракция нк-140 0 С – нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3 для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяет полностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствие чего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшается металлоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, в колонне К-1 наряду с газами С2- С4 удаляются солёная вода и коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранность последующего ректификационного и теплообменного оборудования.

В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

В основной атмосферной колонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140 о С; фракции 140-180 0 С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140 о С объединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию 180-230°С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или в смеси с фракцией 230-360°С как летнее дизельное топливо – в этом случае фракции объединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракций применяем стриппинги.

Данная схема, в случае необходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-180 0 С+180-230°С), что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.

В низ колонны подается водяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основной атмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее и нижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140 о С сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блок стабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае – одна колонна четкой ректификации, что соответствует заданию. В колонне К-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура в низу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции через испаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70 о С) и каталитического риформинга (70-140 о С).

Из-за отсутствия в нефти растворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практически невозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропана до 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки и рефлюкс.

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 єС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)

Http://prod. bobrodobro. ru/85801

Сторонники органической теории утверждают, что исходным материалом для образования нефти стало органическое вещество.

В 1876 г. Д. И.Менделеев выдвинул "карбидную теорию" происхождения нефти: вода, проникающая по разломам вглубь земной коры, встречает на своем пути карбиды железа, вступает с ними в реакцию с образованием оксидов железа и углеводородов. Образовавшиеся углеводороды по тем же разломам поднимаются в верхние слои нефтяной коры и образуют нефтяные месторождения.

Природный газ практически весь транспортируется по газопроводам.

Классификация и состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида: Углубляющие. Каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксования, гидрокрекинг, производство битумов и т. д. Облагораживающие. Риформинг, гидроочистка, изомеризация и т. д. Прочие. Процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух – и трехкратного) испарения. Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего — трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензиненную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350–360 °С. Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга).

1 — сырьевой насос; 2 — теплообменники; 3 — конденсаторы-холодильники; 4 — насос «горячей струи»; 5 — холодильники; 6 — печь; К-1 и К-2 — ректификационные колонны

1. Бензины автомобильные неэтилированные с улучшенными экологическими свойствами (городские). Марки АИ-80ЭК ; АИ-92ЭК ; АИ-95ЭК

5. Топливо дизельное с улучшенными экологическими свойствами (городское).

6. Топливо нефтяное. Мазут. Марки 40 зольный, вид IV, V и марки 100 зольный, вид IV, V, VI

7. Топливо для реактивных двигателей. Марка ТС-1 высший сорт и 1 сорт

10. Сырье для производства нефтяных дорожных битумов. Марки СБ 20/40 и СБ 40/60

11. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Марки ПТ, СПБТ и БТ

13.Сера техническая газовая. Сорт 9998 (жидкая) и сортов 9998, 9995, 9950, 9920 (комовая)

Исходная нефть после смешивания с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках (1) , четырьмя параллельными потоками проходит через две ступени горизонтальных электродегидраторов (2) , где осуществляется обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну (3) . Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь (4) .

Http://bukvasha. ru/referat/372275

Для нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности важно иметь единые методы определения органических хлоридов в нефти, особенно при передаче ее на хранение.

Наличие хлорорганических соединений является потенциально опасным для нефтеперерабатывающих процессов и выявляется в процессе очистки технологического оборудования, трубопроводов или резервуаров. Образовавшаяся в реакторах гидроочистки или риформинга соляная кислота приводит к коррозии оборудования.

1.1 Настоящий стандарт устанавливает три метода определения хлорорганических соединений (свыше 1 мкг/г органически связанного хлора) в нефти:

А – перегонка, восстановление бифенилом натрия и потенциометрическое титрование;

Примечание – Метод В "рентгенофлуоресцентная волнодисперсионная спектрометрия" является отечественной разработкой и предусматривает использование отечественной аппаратуры.

1.2 Сущность методов состоит в перегонке нефти до определения хлорорганических соединений с целью получения фракции нафты.

По содержанию хлорорганических соединений во фракции нафты оценивают их содержание в нефти.

Факторы, мешающие проведению испытания по данным методам, приведены в разделе 4.

1.3 Метод А устанавливает определение содержания хлорорганических соединений в промытой фракции нафты восстановлением бифенилом натрия с последующим потенциометрическим титрованием.

1.4 Метод Б устанавливает определение хлорорганических соединений в промытой фракции нафты сжиганием в среде кислорода с последующим микрокулонометрическим титрованием.

1.5 Правила техники безопасности при использовании методов А и Б устанавливает пользователь стандарта.

1.6 Значения, выраженные в принятых единицах СИ, следует считать стандартными. За единицу массовой доли принимают микрограммы хлорида на 1 г образца.

1.7 Метод В устанавливает определение массовой доли хлорорганических соединений во фракции нафты в прямой зависимости интенсивности линии хлора в спектрах рентгеновской флуоресценции от концентрации хлорорганических соединений

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы:

АСТМ Д 4057 Руководство по ручному отбору проб нефти и нефтепродуктов

АСТМ Д 4177 Руководство по автоматическому отбору проб нефти и нефтепродуктов

АСТМ Д 6299 Руководство по применению статистических процедур обеспечения качества для оценки работы аналитических измерительных систем

Примечание – Оригиналы международных стандартов – во ВНИИКИ Госстандарта России.

ГОСТ 18300-87 Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия

3.1 Перегоняют нефть для получения нафты, фракции, выкипающей до 204°С (400°F).

Фракцию нафты промывают щелочью и при необходимости промывку повторяют до полного удаления сероводорода. Фракцию нафты, не содержащую сероводорода, промывают водой до полного удаления неорганических соединений хлора.

3.2 Используют три метода определения хлорорганических соединений.

Промытую фракцию нафты, выделенную из нефти, взвешивают и переносят в делительную воронку, содержащую реактив бифенил натрия в толуоле.

Реактив представляет собой химическое соединение натрия и бифенила в диметиловом эфире этиленгликоля, которое превращает органически связанные галогены в неорганические галоиды, при этом металлический натрий превращается в металлоорганическое соединение.

Водную фазу упаривают до 25-30 см3, добавляют ацетон и проводят потенциометрическое титрование.

Промытую фракцию нафты, выделенную из нефти, вводят в поток газа, содержащего приблизительно 80% кислорода и 20% инертного газа (аргона, гелия или азота).

Газ и образец пропускают через трубку для сжигания с температурой приблизительно 800°С. Органически связанный хлор превращается в хлориды или оксихлориды, которые затем попадают в ячейку для титрования, где они взаимодействуют с ионами серебра. Израсходованные таким образом ионы серебра восстанавливаются микрокулонометрическим титрованием.

Суммарный ток, требуемый для восстановления ионов серебра, пропорционален количеству хлора, присутствующего в испытуемых образцах.

При поступлении хлорида в титровальную ячейку протекает следующая реакция:

Израсходованный ион серебра генерируется кулонометрически следующим образом:

Количество микроэквивалентов серебра пропорционально числу микроэквивалентов иона хлорида титруемого образца, поступающего в ячейку для титрования

3.2.6 Рентгенофлуоресцентная волнодисперсионная спектрометрия (метод В)

В выделенную и подготовленную по 3.1 фракцию нафты вводят внутренний стандарт – раствор висмута в неполярном растворителе с массовой долей висмута 5000 млн(-1). Непосредственно перед проведением измерения наливают образец в две кюветы, закрывают пленкой и, последовательно помещая кюветы в спектрометр, проводят измерения. Регистрируют результаты измерения, полученные в двух кюветах. Рассчитывают результат единичного испытания как среднеарифметическое значение измерений, полученных последовательно в двух кюветах. Рассчитывают массовую долю хлора, входящего в хлорорганические соединения в нафте как среднеарифметическое значение двух единичных результатов испытаний.

Мешающим фактором являются соли галоидоводородных кислот НВr и HJ, которые при титровании дают положительный сигнал.

Мешающим фактором являются соли галоидоводородных кислот НВr и HJ, которые при титровании также дают положительный сигнал, однако оксигалоиды НОВr и HOJ не осаждаются серебром. Так как оксигалоиды не участвуют в реакции, протекающей в ячейке для титрования, чувствительность определения уменьшается приблизительно на 50%.

4.2.1 Метод Б применяют, если массовая доля общей серы в образце превышает массовую долю хлора не более чем в 10000 раз.

5.1 Во всех испытаниях должны применяться химически чистые (х. ч.) реактивы.

Можно использовать реактивы другой квалификации при условии высокой степени чистоты, чтобы их использование не снизило точность результатов определения.

Если нет иных указаний, ссылки на воду следует понимать как ссылку на дистиллированную или деионизированную воду, соответствующую воде типа III в спецификации АСТМ Д 1193.

6.1 Колба для перегонки круглодонная из боросиликатного стекла вместимостью 1 дм3 с одним коротким горлышком и стеклянным шлифом 24/40.

6.2 Переходник Т-образный из боросиликатного стекла с боковым отводом под углом 75° со стеклянными шлифами 24/40.

6.3 Термометр АСТМ 2С (от минус 5°С до плюс 300°С) или 2F (от 20°F до 580°F).

6.3.1 Допускается применять другие устройства измерения температуры (термопары или термометры сопротивления) при условии, что они имеют ту же погрешность, что и ртутные стеклянные термометры.

6.4 Переходник для термометра из боросиликатного стекла с внутренним стеклянным шлифом 24/40.

6.5 Холодильник Либиха из боросиликатного стекла длиной 300 мм со стеклянными шлифами 24/40.

6.6 Устройство соединительное вакуумное из боросиликатного стекла с отводом под углом 105°, со стеклянными шлифами 24/40.

6.7 Приемный цилиндр из боросиликатного стекла вместимостью 250 см3 со стеклянным шлифом 24/40.

6.8 Проволочные зажимы для стеклянных шлифов из нержавеющей стали.

6.9 Сосуд для ледяной бани (сосуд для охлаждения) вместимостью 4 дм3.

6.10 Медная трубка для теплообменника, охлаждающего воду холодильника, внешним диаметром 6, 4 мм и длиной 3 м.

6.11 Электронагревательный кожух, Glas-Col Series О, объемом 1 дм3, с мощностью верхнего нагревательного элемента 140 Вт, нижнего нагревательного элемента – 380 Вт.

6.12 Регуляторы нагрева для регулирования температуры верхнего и нижнего нагревательных элементов кожуха напряжением 120 В, силой тока 10 А.

Примечание – Осторожно. Чрезвычайно воспламеняем, может быть причиной пожара, опасен для здоровья.

7.2 Калия гидроокись, раствор 1 моль/дм3 в дистиллированной или деионизированной воде.

8.1 Пробу отбирают по АСТМ Д 4057 или АСТМ Д 4177. Для сохранения летучих компонентов, присутствующих в некоторых образцах, не следует держать образцы открытыми больше, чем это необходимо.

Чтобы предотвратить потерю хлорорганических соединений или загрязнение образца при открытии контейнера, анализ следует проводить быстро, непосредственно после отбора из поставок крупными партиями.

Примечание – Осторожно. Если пробу отбирают при температуре ниже комнатной, над образцом оставляют достаточное воздушное пространство для расширения при комнатной температуре.

Допускается при применении метода В отбор проб производить по ГОСТ 2517.

8.2 Перед началом испытания и взятием образца пробу в контейнере тщательно перемешивают. Для некоторых проб необходимо нагревание, чтобы обеспечить полную гомогенность образца.

Примечание – При нагревании следует соблюдать осторожность, чтобы избежать потерь хлорорганических соединений.

9.1 Всю стеклянную химическую посуду ополаскивают последовательно толуолом и ацетоном, затем сушат струей сухого газообразного азота. Взвешивают и записывают массу круглодонной колбы и приемного цилиндра. Собирают стеклянный аппарат для перегонки, герметизируют все шлифы смазкой (7.5) и проволочными зажимами во избежание ослабления соединений.

Положение термометра регулируют в Т-образном переходнике таким образом, чтобы нижний конец капилляра был на уровне наивысшей точки нижней части внутренней стенки той части переходника, которая соединяется с холодильником.

Примечание – Схема, показывающая правильное положение термометра, приведена в АСТМ Д 86.

9.2 Медной трубке придают форму змеевика, оставляя пространство в центре, чтобы установить внутри сосуда для охлаждения приемный цилиндр.

С помощью поливинилхлоридной (ПВХ) трубки один конец медного змеевика соединяют с источником воды, а другой присоединяют к нижнему отводу охлаждающей рубашки холодильника Либиха. Верхний отвод холодильника присоединяют к сливу воды. Сосуд для охлаждения заполняют смесью лед-вода и пускают воду в холодильник. Температуру холодильника поддерживают ниже 10°С.

10.1 500 см3 испытуемого образца нефти помещают во взвешенную круглодонную колбу. Взвешивают колбу, заполненную нефтью, и записывают ее массу с погрешностью не более 0, 1 г. Колбу присоединяют к аппарату для перегонки. Вокруг колбы помещают электронагревательный кожух и укрепляют снизу.

Электронагревательный кожух присоединяют к регуляторам нагрева. Включают нагрев и начинают перегонку до получения показания термометра 204°С.

Нагрев регулируют так, чтобы скорость перегонки составляла приблизительно 5 см3/мин.

При температуре 204°С перегонку заканчивают, отсоединяют и удаляют приемный цилиндр. Отключают регуляторы температуры и снимают с колбы нагревательный кожух. Взвешивают приемный цилиндр с дистиллятом и записывают массу.

10.1.1 Прецизионность и отклонение методов были определены только при применении ртутных стеклянных термометров. При применении альтернативных устройств измерения температуры их показания должны быть такими же, как и у ртутных термометров, так как альтернативные устройства измерения температуры могут показывать значения температуры с запаздыванием по сравнению с ртутными стеклянными термометрами, что следует учитывать при установлении выхода фракции нафты и момента окончания перегонки.

10.2 Фракцию нафты переносят из приемного цилиндра в делительную воронку и промывают три раза равными объемами раствора гидроокиси калия 1 моль/дм3. После этого нафту промывают три раза равными объемами воды.

Раствор гидроокиси калия удаляет сероводород, а вода удаляет следы неорганических хлоридов, присутствующих в сырой нефти или растворе щелочи, как загрязняющие примеси.

После завершения промывок фракцию нафты фильтруют, чтобы удалить оставшуюся воду, собирают в чистый стеклянный сосуд с притертой пробкой и определяют массовую долю хлорорганических соединений с помощью бифенила натрия и потенциометрического титрования или с помощью сжигания и микрокулонометрического титрования.

10.3 Для расчета плотности пробы нефти и фракции нафты отбирают по 10, 0 см3 каждого образца (используя мерную колбу вместимостью 10 см3) и взвешивают с погрешностью не более 0, 1 г.

Для обеспечения точности метода решающими являются очистка и надлежащий уход за электродами. Необходимо следовать инструкциям изготовителя по уходу за электродами.

Примечание – При непрерывном применении электроды рекомендуется один раз в неделю очищать хромовой смесью (Осторожно. Сильный окислитель; может вызывать сильные ожоги, признан канцерогенным) или другим сильно окисляющим очищающим раствором.

12.1.2 Электрод серебряный – хлорсеребряный, палочного типа или другой, позволяющий получить ту же точность определения.

12.2 Титратор потенциометрический, снабженный бюреткой вместимостью 5 см3 или менее и магнитной мешалкой.

160 см3 концентрированной азотной кислоты растворяют в 200 см3 воды и доливают до 500 см3.

Примечание – Осторожно. Кислота коррозионно-агрессивна. Вызывает сильные ожоги.

13.5 2-пропанол, не содержащий соединений хлора (Осторожно. См. примечание к 7.1).

13.6 Нитрат серебра, стандартный водный раствор массовой долей 0, 01 моль/дм3.

13.7 Натрия бифенил, расфасованный в ампулы вместимостью 15 см3. Для каждого анализа используют полностью содержимое одной ампулы. Одна ампула содержит от 13 до 15 миллиэквивалентов активного натрия.

Бифенил натрия оберегают от нагревания, но не охлаждают. Перед использованием реактив подогревают приблизительно до 50°С и тщательно встряхивают, чтобы обеспечить однородность жидкости.

Очищают металлические поверхности пары серебряных – хлорсеребряных электродов мягким моющим средством и чистящим порошком. Ополаскивают электроды дистиллированной водой. Погружают металлические концы в насыщенный раствор хлорида калия.

Один электрод присоединяют к положительному полюсу батареи мощностью 1, 6 Вт, а другой – к отрицательному. Несколько раз меняют полярность на несколько секунд, при этом каждый раз очищается и повторно покрывается рецепторный электрод, присоединенный к положительному полюсу.

При достаточном покрытии конец рецепторного электрода становится фиолетовым в результате воздействия света на свежий хлорид серебра.

15.1 Во избежание загрязнения при проведении испытания следует соблюдать чрезвычайную аккуратность.

Подготовку химической посуды проводят непосредственно перед определением хлоридов. Химическую посуду моют дистиллированной водой, затем ацетоном. Для запорного крана не применяют хлорсодержащие смазки, например полимерную смазку на основе трифторхлорэтилена.

15.2 Помещают 50 см3 толуола в делительную воронку вместимостью 250 см3 и добавляют содержимое одной ампулы реактива бифенила натрия. Смесь тщательно перемешивают кругообразным движением и добавляют около 30 г взвешенной с точностью до 0, 1 г промытой фракции нафты, выделенной из нефти.

Для определения точной массы промытой нафты определяют массу емкости из-под образца. Закрывают делительную воронку и тщательно перемешивают содержимое кругообразным вращением.

Полученный раствор или суспензия должны быть сине-зеленого цвета. Если этой окраски нет, то добавляют содержимое еще одной ампулы реактива бифенила натрия до тех пор, пока раствор или суспензия не окрасится в сине-зеленый цвет.

15.3 После перемешивания смесь выдерживают 10 мин для завершения реакции, затем добавляют 2 см3 2-пропанола и, аккуратно вращая, перемешивают при открытой делительной воронке до тех пор, пока цвет раствора не изменится от сине-зеленого до белого, что указывает на отсутствие свободного натрия.

Воронку закрывают и осторожно покачивают, часто сбрасывая давление через запорный кран. Затем добавляют 20 см3 воды и 10 см3 раствора азотной кислоты массовой долей 5 моль/дм3. Осторожно встряхивают, часто сбрасывая давление через запорный кран.

С помощью индикаторной бумаги "Конго красный" проверяют водную фазу. Если бумага не синеет, то добавляют порциями по 5 см3 раствор азотной кислоты массовой долей 5 моль/дм3 до получения синего цвета.

15.4 Водную фазу переносят в другую делительную воронку, содержащую 50 см3 изооктана, и хорошо встряхивают. Переносят водную фазу в стакан для титрования вместимостью 250 см3.

Проводят второе экстрагирование смеси образца с изооктаном 25 см3 воды, подкисленной несколькими каплями раствора азотной кислоты 5 моль/дм3. Переносят второй экстракт в тот же стакан для титрования вместимостью 250 см3. Раствор упаривают на горячей плитке до объема 25-30 см3. Температуру плитки поддерживают несколько ниже температуры кипения жидкости.

Не допускается уменьшать объем экстракта менее 25 см3, так как в этом случае может произойти потеря хлорорганических соединений.

15.5 Раствор охлаждают и добавляют 100 см3 ацетона и титруют потенциометрически стандартным раствором нитрата серебра 0, 01 моль/дм3, используя систему стеклянного и серебряного – хлорсеребряного электродов.

Если имеется в наличии автоматический титратор, используют микробюретку вместимостью 5 см3.

Если титрование выполняют с помощью рН-метра, управляемого вручную, то используют микробюретку вместимостью 5 см3, которая дает точность показания до второго десятичного знака.

15.6 Для ручного титрования определяют конечную точку титрования путем построения кривых титрования, показывающих зависимость измеренного потенциала от объема использованного раствора нитрата серебра.

Для автоматического титратора конечную точку определяют из средней точки перегиба кривой титрования.

15.7 Проводят холостой опыт для каждой группы образцов, используя все реактивы, включая бифенил натрия, и проводя все операции анализа, за исключением ввода образца.

16.1 Массовую долю хлорорганических соединений X, мкг/г, во фракции нафты вычисляют по формуле

16.2 Массовую долю хлорорганических соединений в пробе нефти можно получить, умножая содержание хлорорганических соединений во фракции нафты (16.1) на выход фракции нафты (11.1).

17.1 Печь для сжигания электрическая температурой 800°С для окисления хлорорганических соединений.

17.2 Трубка для сжигания (пиролизная трубка) из кварца, изготовленная так, чтобы обеспечить перенос полностью испарившегося образца из зоны ввода в зону окисления с помощью инертного газа, где он смешивается с кислородом и сгорает.

Вход в трубку должен иметь мембрану для ввода образца шприцем и боковые ответвления для ввода кислорода и инертного газа. Центральная зона должна быть достаточного объема, чтобы обеспечить полное окисление образца.

17.3 Ячейка для титрования снабжена: парой "измерительный электрод – электрод сравнения" для обнаружения изменений в массовой доле ионов серебра; парой генераторных электродов "анод – катод" для поддержания постоянной массовой доли ионов серебра; входным отверстием для ввода газообразного образца из пиролизной трубки.

Измерительный и анодный электроды и электрод сравнения должны быть серебряными. Катодный электрод должен быть из платиновой проволоки.

Электрод сравнения наполовину погружен в ячейку с насыщенным раствором ацетата серебра. Электролит представляет собой 70%-ный раствор уксусной кислоты в воде.

17.4 Микрокулонометр с регулятором переменного усиления и смещения для измерения разности потенциалов пары "измерительный электрод – электрод сравнения" и сравнения этого потенциала с потенциалом смещения, а также для передачи усиленной разности потенциалов паре генераторных электродов "рабочий – вспомогательный электрод" для восстановления титранта.

Выходной сигнал микрокулонометра должен быть пропорционален генерирующему току. Микрокулонометр может иметь цифровой электроизмерительный прибор и электрическую схему для преобразования этого выходного сигнала непосредственно в нанограммы или микрограммы определяемого хлорида.

Для отбора образца используют микрошприц вместимостью 50 мкл, обеспечивающий подачу от 5 до 50 мкл образца в пиролизную трубку. Для достижения зоны ввода рекомендуется использовать иглу длиной 76, 2 или 152, 4 мм (3 или 6 дюймов соответственно). В зоне ввода поддерживают температуру приблизительно 500°С.

17.6 Чтобы обеспечить медленный ввод образца в трубку для сжигания с постоянной скоростью ввода, можно использовать шприц-насос или ручное дозирующее устройство. Скорость ввода не должна превышать 0, 5 мкл/с.

18.2 Аргон, гелий, азот или двуокись углерода высокой степени чистоты, используемые в качестве газа-носителя.

Примечание – Газы обычно хранят в баллонах под высоким давлением. При утечке эти газы также снижают содержание кислорода в окружающем воздухе.

Смешивают 300 см3 воды (5.2) с 700 см3 ледяной уксусной кислоты (18.2) и хорошо перемешивают.

В мерную колбу вместимостью 500 см3 вводят 1, 587 г хлорбензола и доводят до метки, доливая 2, 2, 4-триметилпентан (изооктан).

Примечание – Точную концентрацию хлора в растворе хлорбензола С_с, мг/дм3, можно определить по формуле

В мерную колбу вместимостью 100 см3 пипеткой вводят 1, 0 см3 исходного раствора хлорбензола (18.4) и доводят объем до метки, доливая 2, 2, 4-триметилпентан (изооктан).

18.9 Кислород высокой степени чистоты, используемый в качестве реагента.

18.10 Ацетат серебра, порошок, очищенный, для насыщенного раствора электрода сравнения.

19.1 Устанавливают аппаратуру (раздел 17) в соответствии с инструкциями изготовителя.

19.3 Оптимизируют напряжение смещения нулевой точки ячейки титрования введением непосредственно в ячейку для титрования 30 мкл воды (5.2), используя шприц с иглой длиной 15, 2 мм.

Вновь регулируют напряжение смещения нулевой точки, чтобы свести к минимуму эффект разбавления.

20.1 Шприц вместимостью 50 мкл аккуратно, чтобы не образовалось пузырьков, заполняют приблизительно 30-40 мкл образца промытой фракции нафты. Затем перемещают поршень так, чтобы нижний мениск жидкости находился на отметке, кратной 5 мкл, и записывают объем жидкости в шприце. После введения образца снова перемещают поршень так, чтобы нижний мениск жидкости опустился на соответствующую отметку, кратную 5 мкл, и записывают объем жидкости в шприце. Разность показаний этих объемов равна объему введенного образца.

20.2 Альтернативно количество введенного образца определяют по разности масс шприца до и после введения образца. Этот метод обеспечивает большую точность, чем метод отсчета по объему, при условии, что используют весы с погрешностью взвешивания +-0, 01 мг и аккуратно обращаются со шприцем, чтобы получить удовлетворительную повторяемость результатов взвешивания.

20.3 Образец вводят в трубку для пиролиза со скоростью не более 0, 5 мкл/с.

20.4 При содержании хлоридов менее 5 мкг/г на результат испытания существенное влияние оказывает значение, полученное в холостом опыте "игла – мембрана". Для улучшения точности необходимо вставить иглу шприца в горячую зону системы ввода и выждать, пока будет оттитрован холостой опыт (игла – мембрана), до впрыскивания испытуемого или стандартного образца.

20.5 Для проб с концентрацией хлора более 25 мкг/г нужно вводить только 5, 0 мкл образца.

20.6 Проверяют готовность системы к определению, анализируя стандартный раствор (18.5), который титруют каждые 4 ч. Система готова к испытаниям, если результаты определения содержания хлора не хуже 85% установленного для стандартного образца.

20.7 Повторяют процедуру измерения на стандартном растворе не менее трех раз.

20.8 Ежедневно проверяют систему, проводя холостой опыт с изооктаном (18.8).

Вычитают значение результата холостого опыта из значения результатов, полученных как для испытуемого образца, так и стандартного раствора. Как правило, значение в холостом опыте при проверке системы составляет менее 0, 2 мкг/г хлорида при однократном проведении холостого опыта (20.4).

21.1 Массовую долю хлорорганических соединений X, мкг/г, во фракции нафты рассчитывают в соответствии с 21.1.1, 21.1.2.

21.1.1 Для микрокулонометров, на которых снимают показания непосредственно в нанограммах хлорида, массовую долю хлорорганического соединения вычисляют по формуле

Где В1 – показание по шкале анализатора для стандартного раствора

21.1.2 Для микрокулонометров с непрерывной записью сигнала на регистрирующем устройстве массовую долю хлорорганического соединения вычисляют по формуле

Где S – площадь в соответствующих единицах, указанных в инструкции к

В – показание по шкале анализатора в холостом опыте при проверке

21.2 Массовую долю хлорорганических соединений в исходной пробе нефти получают умножением содержания его во фракции нафты (21.1) на выход фракции нафты (11.1).

22.1 Контроль качества испытаний (QC) при анализе контрольного образца проводят для оценки правильности работы прибора и выполнения процедуры испытания.

22.1.1 Если протоколы QA/QC получены в установленных условиях испытаний, то они могут применяться для подтверждения надежности результатов.

22.1.2 Если протоколы QA/QC не основаны на установленных условиях испытания, то для QA/QC следует использовать приложение А.

22.2 Пользователи данного метода испытания, одна или более сторон, заключающих контракт, должны согласовать применение приложения А.

Расхождение последовательных результатов определений, полученных одним и тем же исполнителем, на одной и той же аппаратуре при постоянных условиях, на идентичном исследуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода испытания, не должно превышать следующие значения более чем в одном случае из двадцати:

При массовой доле хлорорганических соединений более 1 мкг/г (в пробе исходной нефти) допускаемое расхождение r вычисляют по формуле

При массовой доле хлорорганических соединений более 1 мкг/г (в пробе исходной нефти) допускаемое расхождение r вычисляют по формуле

Расхождение двух единичных и независимых результатов испытания, полученных разными операторами, работающими в разных лабораториях на идентичном исследуемом материале в течение длительного времени, не должно превышать следующие значения более чем в одном случае из двадцати:

При массовой доле хлорорганических соединений более 1 мкг/г (в пробе исходной нефти) допускаемое расхождение R вычисляют по формуле

При массовой доле хлорорганических соединений более 1 мкг/г (в пробе исходной нефти) допускаемое расхождение R вычисляют по формуле

Смешение (отклонение) для методов А и Б было продемонстрировано выполнением анализа с использованием известных концентраций различных хлорорганических соединений, введенных методом добавок в различные нефти, значения которых оказались меньше истинного значения. Это происходит, потому что не все летучие компоненты перегоняются из нефти в условиях этого метода испытания.

Степень этого отклонения показана на рисунке 1, где в виде графика приведены значения концентраций извлеченных хлоридов в сопоставлении с известным содержанием хлорорганических соединений, введенных методом добавок.

24.1 Рентгенофлуоресцентный волнодисперсионный спектрометр с вакуумированной спектрометрической частью в комплекте с компьютером класса не ниже IBM PC AT 386-586, включая программное обеспечение по проведению количественного анализа

24.3 Стаканчики для взвешивания любого типа или колбы со шлифом вместимостью не менее 50 см3.

Примечание – Допускается применять другую аппаратуру, не снижающую точность метода, указанную в разделе 30.

25.3 Стандартный образец с массовой долей висмута [1], 5000 млн(-1) висмута (внутренний стандарт).

25.5 Спирт этиловый ректификованный технический, не содержащий соединений хлора.

Примечание – Допускается применять другие реактивы и материалы, не снижающие точность метода, указанную в разделе 30.

26.1.1 Подготовку спектрометра к работе проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации спектрометра.

26.1.2 Для контроля работы анализатора используют твердотельный контрольный образец KO-GR, поставляемый в комплекте со спектрометром. Контрольный образец KO-GR – керамический диск, содержащий хлор и другие элементы (Mo, Rb, Ge, Си, Cr, Fe, Ca, S, Si). Контрольный образец KO-GR используют для проверки работоспособности прибора на аналитической линии хлора при включении и в процессе измерения градуировочных и испытуемых образцов. Информация о полученном значении интенсивности сигнала хлора в контрольном образце KO-GR и результате сравнения с интенсивностью аналитической линии хлора предыдущего испытания KO-GR автоматически регистрируется в списке измерений контрольного образца. Допустимым считается изменение интенсивности аналитической линии хлора в образце KO-GR не более чем на 10%. При превышении указанного значения необходимо убедиться в исправности спектрометра.

26.1.3 В таблице 1 приведены условия измерения содержания хлора в контрольном образце KO-GR, градуировочных и испытуемых образцах.

Таблица 1 – Условия проведения измерений массовой доли хлора в контрольном образце KO-GR, градуировочных и испытуемых образцах (рабочие параметры спектрометра: кристалл-анализатор С002; ток 4, 0 мА; напряжение 40 кВ)

26.2.1 Для очистки кюветы помещают на 5-7 мин в ультразвуковую баню с раствором моющего средства (25.6). После ультразвуковой обработки кюветы промывают дистиллированной водой и этиловым спиртом, затем высушивают на воздухе.

Примечание – Очистка кювет является одним из решающих факторов в обеспечении точности метода, поэтому необходимо точно следовать указаниям по их подготовке к использованию.

26.2.2 Очистка пипеток проводится трехкратной промывкой раствором моющего средства (25.6). После этого пипетку ополаскивают дистиллированной водой и этиловым спиртом и высушивают.

Градуировочную характеристику в диапазоне массовой доли хлора от 0 до 50 млн(-1) строят с использованием шести градуировочных образцов (ГО-1 – ГО-6), приготовленных из шести градуировочных растворов (ГР-1- ГР-6).

27.1.1 Приготовление раствора хлорбензола в изооктане с массовой долей хлора 200 млн(-1).

Рассчитывают количество хлорбензола с учетом содержания основного вещества, указанного в паспорте ГСО (25.2). Хлорбензол количественно переносят в мерную колбу вместимостью 500 см3. Добавляют в колбу 250 см3 изооктана и тщательно перемешивают. Раствор в колбе доводят до метки изооктаном, закрывают притертой пробкой и снова тщательно перемешивают. Полученный раствор хлорбензола в изооктане содержит 200 млн(-1) хлора.

Градуировочные растворы (ГР-1 – ГР-6) с массовой долей хлора 0, 2, 5, 10, 20 и 50 млн(-1) готовят весовым способом из раствора хлорбензола в изооктане (27.1.1).

Определяют массу каждого из шести стаканчиков (24.3) с шифрами ГР-1- ГР-6 с точностью 0, 001 г. В каждый стаканчик, в соответствии с таблицей 2, при помощи пипеток и пипеток-дозаторов (24.4) вносят раствор, приготовленный по 27.1.1. Затем в стаканчики пипеткой, в соответствии с таблицей 2, но не превышая указанное количество, вносят изооктан, взвешивают, а доведение до требуемой массы изооктана проводят при помощи пипетки-дозатора.

Рассчитывают значение массовой доли хлора, входящего в состав хлорорганического соединения (хлорбензол), в градуировочном растворе X_ГР-i по формуле

Примечание – Градуировочные растворы хранят в плотно закрытых стаканчиках для взвешивания не более 3 сут в темном прохладном месте.

Градуировочные образцы представляют собой градуировочные растворы хлорбензола в изооктане (27.1.2) с введенным внутренним стандартом (стандартный образец висмута по 25.3).

Готовят шесть градуировочных образцов с шифрами ГО-1 – ГО-6. Для этого в каждый стаканчик, содержащий (25 +- 0, 1) г одного из градуировочных растворов (ГР-1 – ГР-6) добавляют (2, 50 +- 0, 1) г внутреннего стандарта (25.3).

Содержимое стаканчиков тщательно перемешивают стеклянной палочкой в течение 1 мин. Стаканчики закрывают крышкой.

Перед заполнением градуировочным образцом с кюветы снимают металлическое кольцо и дважды промывают ее градуировочным образцом, используя для заполнения пипетку или пипетку-дозатор, также дважды промытые градуировочным образцом.

Отрезают 5 см полиэтилентерефталатной пленки, не касаясь центральной части ее поверхности. При помощи пипетки или пипетки-дозатора кювету заполняют градуировочным образцом до образования небольшого (не более 1 мм высотой) мениска. Закрывают пробу пленкой и закрепляют пленку на кювете при помощи алюминиевого кольца, добиваясь равномерного натяжения пленки. При неравномерном натяжении пленки или при наличии пузырьков воздуха в кювете пленку снимают, доливают градуировочный образец в кювету и повторно закрывают пробу другим куском пленки. Удаляют остатки градуировочного образца с нижней стороны кюветы фильтровальной бумагой. Заполненную кювету помещают в кюветодержатель, который помещают в пробозагрузочное устройство спектрометра.

27.3.2 Проведение измерений с использованием градуировочных образцов

Измерение массовой доли хлора в каждом из шести градуировочных образцов проводят двукратным последовательным измерением градуировочного образца с использованием двух разных кювет. Заполнение каждой кюветы градуировочным образцом производят непосредственно перед измерением. Каждому образцу присваивают свой шифр – ГО-n-m, где n – номер градуировочного образца, m – номер аликвоты градуировочного образца.

27.3.2.1 Перед измерением градуировочных образцов проводят измерение контрольного образца KO-GR и автоматически регистрируют интенсивность сигнала на аналитической линии хлора.

27.3.2.2 Измерение градуировочных образцов проводят в порядке увеличения в них массовой доли хлора. Градуировочный образец ГО-1 в соответствии с процедурой, изложенной в 27.3.1, вносят в две разные кюветы и получают два образца для измерений, которым присваивают шифры ГО-1-1 и ГО-1-2. Устанавливают в кюветное отделение анализатора кюветодержатель с контрольным образцом КО-GR (24.1.2) и кюветодержатель с измеряемым образцом ГО-1-1, включают режим измерения. По окончании измерения режим "Измерение" автоматически выключается, после чего вынимают кюветодержатель с измеряемым образцом ГО-1-1. Результат измерения содержания хлора в образце ГО-1-1 фиксируется на экране монитора автоматически. Затем также проводят измерение образца ГО-1-2.

Изменения градуировочных образцов ГО-2 – ГО-6, проводят в полном соответствии с процедурой измерения градуировочного образца ГО-1.

Контрольный образец KO-GR остается в кюветном отделении на протяжении всего эксперимента.

27.3.2.3 По результатам измерений градуировочных образцов в автоматическом режиме строится градуировочная характеристика. Оценка правильности построения градуировочной характеристики проводится в соответствии с приложением Б.

27.3.2.4 При постоянной эксплуатации спектрометра построение градуировочной характеристики проводят два раза в месяц.

В испытуемый образец свежеотогнанной и промытой нафты (21.1) массой (25, 0 +- 0, 1) г вводят (2, 5 +- 0, 01) г внутреннего стандарта и тщательно перемешивают чистой стеклянной палочкой.

Испытание образца нафты проводят в соответствии # 27.3.2.1. Автоматически регистрируют два результата измерения сигнала хлора, полученные при испытании образца в двух кюветах. Рассчитывают единичный результат испытания X_i мкг/г (млн(-1)), как среднеарифметическое двух последовательных результатов измерений одного испытуемого образца в двух кюветах.

29.1 Массовую долю хлорорганических соединений X, мкг/г (млн(-1)), во фракции нафты рассчитывают как среднеарифметическое двух единичных результатов по формуле

29.2 Массовую долю хлорорганических соединений в исходной пробе нефти рассчитывают умножением содержания их во фракции нафты (29.1) на выход фракции нафты, установленный в соответствии с 11.1 настоящего стандарта.

Прецизионность метода определена статистическим исследованием результатов межлабораторных испытаний. Показатели прецизионности метода установлены для содержания хлора во фракции нефти, выкипающей до 204°С, в диапазоне от 5 до 50 млн(-1).

Примечание – Показатели прецизионности установлены на спектрометре "Спектроскан МАКС GV" (Россия) с использованием стандартного образца висмута только в соответствии с [1].

Расхождение между последовательными результатами определений, полученными одним и тем же оператором на одной и той же аппаратуре при постоянно действующих условиях на идентичном исследуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода испытания, могут превышать 1, 3 млн(-1) только в одном случае из двадцати.

Расхождение между двумя единичными и независимыми результатами испытания, полученными разными операторами, работающими в разных лабораториях на идентичном исследуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода испытания, могут превышать 2, 0 млн(-1) только в одном случае из двадцати.

А.1 Проводя процедуру контроля качества испытаний (QC) при анализе контрольного образца, убеждаются в правильности работы прибора и выполнения процедуры испытания.

А.2 Перед проведением контроля качества результатов испытания (измерительного процесса) пользователю метода необходимо проверить среднеарифметическое значение определяемой величины и граничные значения контрольного образца для QC.

А.3 Для установления статуса статистического контроля всего процесса испытания регистрируют результаты QC и анализируют с помощью контрольных карт или другой статистически равноценной процедуры, например по АСТМ Д 6299.

Причины появления любых выпадающих данных должны быть исследованы. Результаты исследования могут, но необязательно, указать на необходимость повторной градуировки прибора.

А.4 При отсутствии конкретных требований, приведенных в стандарте на метод испытания, частота проведения QC определяется значимостью качества проводимого измерения, а также стабильностью процесса испытания и требованиями потребителя.

Обычно контрольный образец для QC следует анализировать перед каждым испытанием проб. Частоту QC следует увеличить, если повседневно анализируется большое количество образцов. Однако, если наглядно видно, что испытание находится под статистическим контролем, можно уменьшить частоту испытания QC. Прецизионность результатов испытаний контрольного образца для QC должна периодически поверяться по показателям прецизионности метода АСТМ, чтобы убедиться в качестве получаемых данных.

А.5 Рекомендуется, по возможности, выбирать тип контрольного образца, представительного по отношению к обычным пробам. На период проведения испытаний QC контрольные образцы должны быть в достаточном количестве и в условиях хранения должны сохранять гомогенность и стабильность.

Б.1 Градуировочная характеристика зависимости массовой доли хлора (X) от измеренных интенсивностей аналитических линий хлора и висмута имеет вид:

Б.2 При построении градуировочной характеристики описывающее его уравнение с соответствующими значениями параметров отображается на экране монитора. Построение градуировочной характеристики считается правильным, если среднеквадратическое отклонение сигма от параметров линейной зависимости на середине диапазона измеряемых содержаний хлора не превышает 1, 5 млн(-1). Если сигма превышает эту величину, то на градуировочной характеристике выявляют точку с максимальным значением невязки, исключают из расчета градуировочный образец, которому соответствует это значение. Взамен исключенного градуировочного образца готовят новый градуировочный раствор по 27.1, а из него – новый градуировочный образец по 27.2.

Проводят измерения этого градуировочного образца согласно 27.3.2.1, обозначая его в списке образцов как ГО-х-3 и ГО-х-4 соответственно, где х – номер исключенного градуировочного образца. Если значение сигма для вновь полученной градуировочной характеристики не превышает 1, 5 млн(-1), то данную градуировочную характеристику используют для испытания проб. Если сигма превышает 1, 5 млн(-1), то градуировочную характеристику строят заново с использованием свежеприготовленных градуировочных образцов во всем диапазоне массовой доли хлора.

Стабильность построения градуировочной характеристики поддерживается в автоматическом режиме программным обеспечением спектрометра.

[1] CONOSTAN(R) Стандартный образец висмута (Bi) фирмы ConocoPhilips Specialty Products Inc.

Http://mooml. com/d/gosty/43316/

Нефть является стратегическим сырьем, согласно прогнозам, мировое потребление нефти к 2000 году увеличится до 3695,2 млн. тонн. Прирост, составляющий 239 млн. тонн будет приходиться в основном на развивающие страны и потребление нефти в этих странах составляет 1225,1 млн. тонн в год. Ожидается, что в странах ОЭСР наиболее быстрыми темпами – около 76% в год будет возрастать использование гидро – и геотермальных и прочих альтернативных источников, хотя их даже в структуре потребления первичных энергоносителей и остается незначительным – 2,5% по сравнению с долей нефти – 43,6%, природного газа 22,7%, угля 20,3%, атомной энергии -10,8%.

В развивающихся странах, где важным первичным энергоносителем является уголь, на его долю в структуре потребления будет к 1999 году 38,4 % против 41,6% для нефти; 15,1%- природного газа; 3,2%- гидро – и геотермальной энергии и 1,72% – атомной энергии.

К 1999 году суммарное потребление нефтепродуктов (особенно средних дистиллятов) в развивающихся странах и ОЭСР повысится в среднем на 95% до 1204,8 млн. тонн, в том числе автобензина – на 6% до 822,7 млн. тонн, прочих нефтепродуктов в среднем на 8,0% до 592,9 млн. тонн [ 1 ]

В 1999 году мировые мощности по переработке нефти увеличатся на 116,7млн. тонн в год до 3921,6 млн. тонн в год.

Нефть представляет собой маслянистую жидкость обычно легко текущую и реже малоподвижную. Основными химическими элементами, входящими в состав нефти являются углерод – 82 -87 %, водород 11 -15%, сера 0,1-1,0 %, азот – до 2,2%, кислород – до 1,5%. В нефтяной золе найдены V, N, Fl, Ca, Na, K, Cu, Cl, I, P, Si, Al, другие элементы. Среди полезных ископаемых нефть известна, как горючее с наивысшей теплотой сгорания, так как в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания.

В состав нефтей входит в основном углеводороды следующих четырех групп: парафиновые, олефиновые, нафтеновые и ароматические. Кислород, сера и азот со держится в виде кислородных сернистых и азотистых соединений. Относительное содержание групп углеводородов во фракциях нефтей весьма различно. Преобладание той или иной группы углеводородов придает нефтям различные свойства, что неизбежно сказывается на методах их переработки и областях применения нефтепродуктов.

Например, парафины с разветвленной цепью придают высокое качество бензинам. Нормальные парафины являются желательными компонентами реактивного и дизельного топлив, смазочных масел. Парафиновые углеводороды С 17 и выше при нормальных условиях представляют собой твердые вещества, температура плавления которых с увеличением молекулярного веса повышается. Твердые парафины преимущественно присутствуют во фракциях выкипающих при 350-500 С. Товарные парафины и олефины состоят в основном из высших парафинов.

Олефины в нефти встречаются крайне редко и в незначительных количествах. Большое количество олефинов и некоторых других, непредельных углеводородов появляется в продуктах деструктивной переработки нефти. Олефины являются нежелательными компонентами моторных топлив и масел.

Нафтеновые углеводороды в нефтях содержатся в количестве до 80%. В нефтях обнаружены нафтеновые углеводороды с одним, двумя, тремя, и четырьмя циклами. Нафтеновые углеводороды являются важнейшей составной частью моторных топлив и смазочных масел. Автомобильным бензином они придают высокие эксплуатационные свойства. Моноциклические нафтены с длинными боковыми цепями являются желательными компонентами реактивных и дизельных топлив. В настоящее время нафтеновые углеводороды легких фракций нефтей широко применяются в качестве сырья для получения ароматических углеводородов: бензина, толуола и ксилолов. Находящиеся в бензиновых фракциях нафтены в процессе каталитического риформинга превращаются в ароматические.

Ароматические углеводороды в количестве до 60% содержатся в некоторых нефтях.

Напрмер: в бензиновых фракциях нефти о. Барнео содержание ароматических углеводородов достигает 35-40%. В состав нефтей входят ароматические углеводороды с числом циклов от одного до четырех. Распределение их по фракциям различно. Ароматические углеводороды бензиновых фракциях – фр.30-200 ° С состоят из гомологов бензина. Керосиновые фракции фр.200-300 ° С наряду с гомологами бензола содержит производные нафталина, но в меньших количествах. Ароматические углеводороды тяжелых газойлевых фракций (400-500 ° С) состоят преимущественно из гомологов нафталина и антрацена. В остатке от перегонки нефти обнаружены твердые ароматические углеводороды с температурой плавления 32 ° С. Ароматические углеводороды являются ценными компонентами бензинов, однако снижается качество реактивных и дизельных топлив, т. к. ухудшает характеристики их сгорания.

Среди неуглеводородных соединений нефти особое значение имеют соединение серы. Количество сернистых нефтей в добываемой нефти увеличивается каждый год на 1%. Распределение серы по отдельным фракциям зависит от природы нефти и типа сернистых соединений. Обычно содержание серы увеличивается от низкокипящих к высококипящим и достигает максимума в остатке от вакуумной перегонки нефти, ионы сернистых соединений в нефти весьма разнообразны. Отдельные нефти содержат свободную серу, которая при длитель ном хранении выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В других случаях сера пребывает в нефтях и нефтепродуктах в связанном состоянии, т. е. в виде сероводорода и сероорганических соединений-меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофенов, тиофонов. Сернистые соединения в моторных топливах снижают их химическую стабильность и полноту сгорания, вызывает коррозию двигателей, понижает антидетонационные свойства. Содержание азота в нефтях колеблется от 0,03 до2,2 %. Азотосодержащие соединения обладают основным, нейтральным или кислым характером. Это такие соединения как пиридин, хинолин, бендиррол, карбазол, пиррол, порфирины, аминокислоты, аммонинные соли и др. Некоторые из них, например, порфирины включают в свой состав металлы – ванадий и никель. Содержание азота во фракциях увеличивается с повышением их температуры кипения – более 60% его находятся в остатках от перегонки. Азотные основания используются как дезинфицирующие средства, антисептики, ингибиторы коррозии, добавки к смазочным маслам и битумам. Однако они обладают и нежелательными свойствами – снижают активность катализаторов вторичной переработки, вызывают осмоление и потемнение нефтепродуктов. Высокая концентрация азотных соединений в бензине приводит к усиленному коксо и газообразованию в процессе каталитического риформинга.

Во всех нефтях обнаружены кислородосодержащие соединения – нафтеновые кислоты, фенолы, асфальтосмолистые вещества. Нафтеновые кислоты – это карбоновые кислоты циклического строения, главным образом производные пятичленных нафтеновых углеводородов, малолетучие, маслянистые жидкости с плотностью 0,96-1,0. Они применяются в технике для пропитки шпал, при регенерации каучука из вулканизированных изделий, как антисептические средства. Натриевые и кальциевые соли нафтеновых кислот используются в производстве консистентных смазок.

Фенолов в нефти до 0,013%. Они не выделяются из нефти. А вот количество асфальто – смолистых веществ в нефтях может достигать 20%. Химическая природа их точно не установлена, так как они представляют сложные смеси полициклических, тероциклических и металлоорганических соединений. По принятой классификации асфальто – смолистые соединения нефти подразделяются на 4 вида: нейтральные смолы, асфальтены, карбены и карбоиды, асфальтогенные кислоты и их ангидриды.

Нейтральные смолы – полужирные, почти твердые вещества, в состав которых кроме углерода и водорода входят сера, кислород, азот. Соотношение углерод : водород 8 : 1. Смолы химически не стабильны. В присутствии кислорода частично происходит окислительная конденсация их в асфальты. Последние представляют собой черные твердые, хрупкие, высокомолекулярные вещества с плотностью больше 1. При температуре выше 300 ° С асфальты разлагаются с образованием кокса и газов. Соотношение углерод : водород 11 : 1. Молекулярный вес исчисляется тысячами. Серы, кислорода и азота в них больше, чем в смолах. Продуктами уплотнения асфальтов являются карбены, а затем карбоиды. Элементарный состав одного из образцов карбоидов следующий: С – 74,2%; Н – 5,2%; S -8,3%; N -1,1%; О-10,8%, зольных компонентов О, Н.

Асфальтогеновые кислоты и их ангидриды – это маслянистые, вязкие, иногда твердые черные вещества, природа которых еще не изучена. Предполагают что в них много олинафтеновых кислот. Плотность асфальтогеновых кислот больше единицы

Нефть и нефтепродукты представляют такую сложную смесь углеводорода и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения. Как правило, нефть и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или дистилляторами. Нефтяные фракции в отличии от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, т. е. имеют температуру начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.). Температура начала и конца кипения зависит от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение.

По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить.

При переработки такой сложной смеси существуют 3 направления переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке стремятся получить максимально возможный выход высококачественных автомобильных и авиационных бензинов, топлив для реактивных двигателей, зимних и летних дизельных топ-

Лив. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной перегонки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные масла. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг и риформинг, гидрокрекинг, гидроочистка, а также термические процессы, например, коксовые. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке 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. Масляные фракции – фракции выкипающие выше 350 ° С – выделенные из нефти, сначала подвергают очистке избирательными растворами для удаления смолистых веществ, затем проводят депарафинизацию для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. В этих вариантах переработки нефти следует рассматривать возможность применения процессов для производства сырья для нефтехимиии: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола, ксилолов и др.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов, большим числом установок и высокими капиталовложениями. Этот вариант представляет сложное сочетание производств на которых помимо выработки высококачественных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, Н-и изопарафинов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложные физико-химические процессы связанные с производством азотных удобрений, синтетического каучука, синтетических волокон, пластмасс, моющих средств, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов и др. таким образом, нефтехимический вариант является наиболее экономичным и перспективным, так как позволяет полностью использовать химический потенциал нефти.

Http://ahati4.narod. ru/ABT-3/10.html

Рассмотрим основные свойства нефтяных углеводородных систем. На современном этапе технического развития нефть и продукты ее переработки являются источником основных видов жидкого топлива: бензина, керосина, реактивного, дизельного и котельного. Из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла, нефтяной пек, кокс, различного назначения битумы, консистентные (пластичные) смазки, нефтехимическое сырье – индивидуальные алканы (парафиновые углеводороды), алкены (олефины) и арены (ароматические углеводороды), жидкий и твердый парафин. Из нефтехимического сырья, в свою очередь, производят ряд важнейших продуктов для различных областей промышленности, сельского хозяйства, медицины и быта: пластические массы; синтетические волокна, каучуки и смолы; текстильно-вспомогательные вещества; моющие средства; растворители; белково-витаминные концентраты; различные присадки к топливам, маслам и полимерам; технический углерод.

Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью следующих основных технологических процессов.

- первичная переработка (обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти на установках АВТ, сольвентная деасфальтизация, вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций); - депарафинизация кристаллизацией (адсорбционная и карбамидная); - производство парафинов и масел (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная очистка).

- термические (пиролиз, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, получение пеков); - гидрогенизационные термические с применением водорода (гидропиролиз, гидрокрекинг, гидровисбрекинг, гидросольвентный крекинг); - гидрогенизационные каталитические (гидрокрекинг, гидрокаталитический риформинг, гидроизомеризация, гидродепарафинизация, гидродеароматизация); - каталитические по переработке углеводородных фракций (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, изомеризация и др.).

3. В отдельную группу следует выделить процессы производства разнообразных битумов и битумполимеров, кокса и пеков различного назначения, а также элементной серы, водорода. Кроме того, получают ряд ценных полупродуктов и продуктов, имеющих самостоятельное значение: сжиженные газы, бензиновая и керосиногазойлевая фракции, направляемые на пиролиз; индивидуальные алканы, вырабатываемые на газо-фракционирующих установках предельных газов; пропан-пропиленовая, бутан-бутиленовая и пентан-амиленовая фракции, получаемые с газофракционирующих установок; ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы);

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, качества перерабатываемой нефти, особенностей технологии и региональной структуры нефтеперерабатывающие заводы делят на топливные, топливно-масляные, заводы с нефтехимическими производствами. Важнейшей характеристикой работы НПЗ является величина отбора светлых нефтепродуктов и глубина переработки нефти. Величину отбора светлых (С) определяют по формуле:

Где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р – количества получаемых на НПЗ соответственно бензинов (автомобильных и авиационных), керосинов, дизельных топлив, ароматических углеводородов, жидких парафинов, сжиженных газов, растворителей, тыс. т/год; Н – мощность, тыс. т/год.

Где НП, ТМ – количества вырабатываемых на НПЗ товарных нефтепродуктов (без топочного мазута) и топочного мазута соответственно; П – безвозвратные потери, тыс. т/год; Н – мощность НПЗ, тыс. т/год.

Продукты переработки нефти используются также в качестве сырья для разнообразных производств нефтехимического синтеза. На крупных предприятиях нефтехимические производства сооружаются в составе НПЗ.

Товарные балансы типовых нефтеперерабатывающих заводов с различными схемами переработки нефти приведены в табл. 1.11.

Http://bibl. tikva. ru/base/B1247/B1247Part8-37.php

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность Республики Беларусь – это находящийся в центре Европы мощный и современный комплекс производства нефтепродуктов европейского качества, идеально расположенный для поставки углеводородов и продуктов нефтехимии потребителям Центральной и Северо-Западной Европы. Потребители и участники нефтяного и нефтехимического рынка проявляют большой интерес в отношении закупок и экспорта продуктов белорусской нефтепереработки и нефтехимии, возможностей поставки сырой нефти на белорусские заводы, переработки на давальческой основе, транспортных и коммерческих вопросов, связанных с экспортом белорусских продуктов, а также возможности развития торговых маршрутов через территорию Республики Беларусь.

В условиях рецессионного спада глобальной экономики повышение эффективности переработки и экспорта нефтепродуктов, являющейся одним из значимых направлений экономики Республики Беларусь, приобретает особую актуальность. В сложившейся обстановке главным критерием определения эффективности транспортировки углеводородов, а также целесообразности поиска альтернативных источников нефти и ее транспортировки является экономическая эффективность и минимизация финансовых рисков. Повышению такой эффективности способствует информационный обмен в мировой нефтегазовой отрасли [1].

На данном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов. Нефть подготавливается к переработке, подвергаясь очистке от нежелательных примесей, и разгоняется на узкие фракции, пригодные к дальнейшему использованию на установках вторичной переработки.

Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефти. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.

Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание нефти, а блок АВТ – атмосферную и вакуумную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций.

В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 5 млн. т/год, предназначенной для переработки Медынской нефти.

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Медынской нефти взяты в справочной литературе [1]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Http://studbooks. net/1417227/tovarovedenie/harakteristika_nefti_gost_51858_2003_vybor_varianta_pererabotki

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА

Нефть известна человеку с древнейших времен, более 2000 лет назад нефть стали применять в военном деле и медицине.

Промышленное применение нефти началось в 18 веке. В 1745 году был построен первый нефтеперегонный завод на реке Ухте. В 1823 году около города Моздок. На этих примитивных установках из нефти отгоняли осветительный керосин, а остальное сжигали.

Разнообразие химического состава нефтей, неаддитивные изменения их физико-химических свойств породили множество различных гипотез о происхождении нефти.

Все их можно разделить на две большие группы: органические и неорганические.

Сторонники органической теории утверждают, что исходным материалом для образования нефти стало органическое вещество.

В основе современных взглядов на происхождение нефти лежат положения, сформулированные академиком И. М.Губкиным в 1932 г., который считал, что исходным для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животных организмов. Его накопление на дне морей происходит со скоростью до 150 г на 1 кв. м. площади в год. Старые слои довольно быстро перекрываются более молодыми, что предохраняет органику от окисления.

Первоначальное окисление остатков происходит без доступа кислорода, под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, характерного для морских бассейнов.

По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышается. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузную рассеянную нефть.

Наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15-45 МПа и температуры от 60 до 150ºС, которые существуют на глубинах 1,5 – 6 км.

Далее, под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.

в 1934г. В нефтях, природных битумах были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла; в 50-е годы были открыты нефтяные углеводороды в осадках водоемов различных типов; открытие крупнейших нефтяных месторождений в осадочных бассейнах, в т. ч. между Волгой и Уралом, в Западной Сибири; в нефтяных породах, где сосредоточены залежи нефти, обнаруживают часто окаменелые останки растений и животных

Вместе с тем сторонники органического происхождения нефти бессильны объяснить существование ее гигантских скоплений там, где органического вещества в осадочных породах очень мало (бассейн реки Ориноко); существование большого количества парафиновых углеводородов; открыты новые крупные месторождения (во Вьетнаме, на Кольском полуострове – сверхглубокая скважина, в Казахстане – Оймаша), где продуктивными оказались не песчаники и известняки, а гранитный массив.

В 1876 г. Д. И.Менделеев выдвинул "карбидную теорию" происхождения нефти: вода, проникающая по разломам вглубь земной коры, встречает на своем пути карбиды железа, вступает с ними в реакцию с образованием оксидов железа и углеводородов. Образовавшиеся углеводороды по тем же разломам поднимаются в верхние слои нефтяной коры и образуют нефтяные месторождения.

В 1892 г. Русский геолог В. Д.Соколов, основываясь на фактах находок битумов в метеоритах, а также на наличии углеводородов в хвостах комет, предложил "космическую" гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля, а затем стали подниматься из магмы в верхние слои земной коры, где конденсировались. Современными исследованиями установлено, что в атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна присутствует метан, хотя никакой органики на этих планетах не может быть.

В 50-е годы были обнаружены обширные месторождения под зонами глубинных разломов земной коры. Было высказано предположение. Что нефтеносность ряда месторождений (Мархининский вал) связана не с преобразованием органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по которому углеводороды поднимались из недр планеты. Тем же самым можно объяснить присутствие нефти в кимберлитовых трубках, которые представляют собой каналы взрывного разлома земной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы из недр Земли.

На основании этих и других фактов Н. А.Кудрявцев выдвинул "магматическую" гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высоких температур углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН, СН2 и СН3.Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды. Основываясь на этой гипотезе, Н. А.Кудрявцев советовал искать нефть не только в верхних слоях, но и значительно глубже. Этот прогноз блестяще подтвердился.

Http://referat. yabotanik. ru/geologiya/harakteristika-dobychi-i-pererabotki-nefti/98104/92116/page1.html

В первом разделе приведены физико-химические свойства Самотлорской нефти, также приведены табличные данные по изменению вязкости и плотности нефти в зависимости температуры, потенциальному содержанию фракции в нефти, характеристике и элементному составу остатков, содержанию индивидуальных углеводородов в фракциях и др.

Во втором разделе представлены теоретические основы процесса переработки нефти. Даны определения процессов перегонки, ректификации, методов осуществления перегонки, их достоинства и недостатки, перегонки под вакуумом характеристика атмосферно-вакуумных трубчатых установок. Описано влияние технологических параметров на процесс перегонки нефти, приведены методы интенсификации процесса атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

В третьем разделе приведены условия, которые необходимо соблюдать при выборе схемы АВТ, описаны отдельные элементы технологической схемы атмосферно-вакуумной перегонки и приведена схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

В четвертом разделе приведена характеристика и применение готовых продуктов процессов переработки нефти на установке АВТ.

Курсовая работа написана с использованием материала научно-технической, отечественной и зарубежной литературы.

2. Теоретические основы процесса первичной переработки Самотлорской нефти

4. Характеристика и применение готовых продуктов процессов переработки Самотлорской нефти

В настоящей курсовой работе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы»

ГОСТ 11011-85 «Нефть и нефтепродукты Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2»

ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»

ГОСТ 19932-74 «Нефтепродукты. Метод определения коксуемости по Кондрадсону»

ГОСТ 31072-2002 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром»

ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости»

ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы»

ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»

ГОСТ Р 8.599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы пересчета плотности и массы» D86-2004 «Нефтепродукты. Стандартный метод перегонки при атмосферном давлении».

В настоящей курсовой работе применяются следующие термины и определения:

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

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс, состоящий из последовательного осуществления таких процессов как: обессоливания, отбензинивания, атмосферной и вакуумная перегонки, стабилизации и вторичная перегонки бензина.

Атмосферная перегонка – предназначена для отбора светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток – атмосферной перегонки – мазут.

Вакуумная перегонка – предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Ректификация – процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счет противоточного массо – и теплообмена между паром и жидкостью. Ректификацию можно проводить периодически или непрерывно. Ректификацию проводят в башенных колонных аппаратах, снабженных контактными устройствами (тарелками или насадкой) ректификационных колоннах.

Деэмульгатор – поверхностно-активное вещество, способное адсорбироваться на поверхности глобул воды в нефти и в маслах, разрушая при этом защитные плёнки, препятствующие слиянию и осаждению частиц воды.

Энергия диспергирования или агрегирования – это работа, которую надо совершить под действием внешних сил, чтобы осуществить переход веществ из одной фазы в другую.

Коагуляция – укрупнение частиц дисперсной базы за счет их слипания под влиянием межмолекулярных взаимодействий друг с другом, с потерей кинетической устойчивости и последующим разделом фаз.

В современном мире в условиях усиления процессов глобализации и международного разделения труда происходят изменения в структуре мирового хозяйства, в том числе и в нефтеперерабатывающей промышленности мира.

По данным компании Интерфакс, крупнейшими нефтяными запасами в 262,7 млрд. баррелей обладает Саудовская Аравия, что составляет 22,9% от всех мировых запасов. На втором месте находится Иран с объемом запасов в 130,7 млрд. баррелей (11,4%), на третьем – Ирак (115 млрд. баррелей и 10%). Ближний Восток хранит 63,3% мировых запасов нефти, Европа и Центральная Азия – 9,2%. Африке принадлежит 8,9% нефтяных запасов, Латинской и Центральной Америке – 8,9%, Северной Америке – 5,5%, Юго-Восточной Азия и Океании – 4,2% мирового нефтяного богатства[1].

В целом по миру отмечается переход к интенсивному развитию нефтеперерабатывающей промышленности, отмечается стабильное увеличение производственных мощностей почти во всех регионах мира ( с 3,66 млрд т в год в 1992г. до 4,41 млрд т в год на начало2009 г.).

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. [2].

Целью курсовой работы является изучение физико-химических свойств и технологии переработки Самотлорской нефти на установке атмосферно-вакуумной перегонки.

Актуальность темы. Нефтепереработка начинается с подготовки и первичной перегонки нефти и насколько эффективно будут осуществлены эти процессы, настолько высоки будут экономические показатели процесса нефтепереработки в целом. Эффективность работы установок AВT на которых осуществляется первичное разделение нефти на базовые фракции фактически определяет общезаводской продуктовый баланс, и одновременно с этим установки АВТ являются самыми крупными энергопотребителями на НПЗ из-за энергоёмкости самого процесса ректификации и высокой производительности по сырью [3].

В условиях развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности для установок АВТ важно решение следующего ряда задач:

• обеспечение высоких выходов дистиллятных фракций в полном соответствии с требованиями по номенклатуре и качеству;

• обеспечение устойчивой и эффективной работы установки при изменении качества поступающего на завод сырья, при изменении производительности и номенклатуры получаемых на установке продуктов.

Для этого нужно усовершенствовать технологию процессов первичной переработки нефти, применять более эффективное оборудование, внедрять средства контроля и автоматики, обеспечивать установки стабильной нефтью. При подготовке нефти к переработке следует кроме обессоливания и обезвоживания проводить дегазацию и стабилизацию нефтей – свободные газы и легкие компоненты должны быть удалены до подачи нефти на переработку. При проектировании установок АВТ необходимо предусмотреть возможность переработки широкого ассортимента нефтей [4]. В связи с этим изучение физико-химических свойств и технологии переработки нефти на установке атмосферно-вакуумной перегонки является весьма актуальной задачей.

Научная новизна работы. Изучены методы интенсификации работы установок АВТ.

Объект и предмет исследования. В качестве основного объекта исследования является Самотлорская нефть. Предмет исследований – процесс атмосферно-вакуумной перегонки.

Практическая значимость. В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Установки АВТ современных нефтеперерабатывающих заводов включают тот же набор процессов, который использовался на протяжении десятков лет. Как и прежде, наиболее ценными продуктами являются фракции, относящиеся к разряду топлив: бензиновая, керосиновая, дизельная. На многих действующих НПЗ изменение ассортимента производимых продуктов осуществляется корректировкой технологических параметров работы ректификационных колонн атмосферного блока установки.

Самотлоорское нефтяноое месторождение – крупнейшее в России <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D1%8F> и 6-е по размеру в мире нефтяное месторождение <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5>. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A5%D0%B0%D0%BD%D1%82%D1%8B-%D0%9C%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%B8%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%B0%D0%B2%D1%82%D0%BE%D0%BD%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BE%D0%BA%D1%80%D1%83%D0%B3>, вблизи Нижневартовска <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%9D%D0%B8%D0%B6%D0%BD%D0%B5%D0%B2%D0%B0%D1%80%D1%82%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA>, в районе озера Самотлор <https://ru. wikipedia. org/wiki/%D0%A1%D0%B0%D0%BC%D0%BE%D1%82%D0%BB%D0%BE%D1%80_(%D0%BE%D0%B7%D0%B5%D1%80%D0%BE)>. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». Месторождение было в 1965 году. На месторождении <http://www. mining-enc. ru/m/mestorozhdenie-poleznyx-iskopaemyx/> выявлено 10 залежей нефти <http://mining-enc. ru/n/neft/>, в т. ч. одна с газовой шапкой <http://mining-enc. ru/g/gazovaya-shapka/>. Нефтеноснытерригенные отложения <http://mining-enc. ru/t/terrigennye-otlozheniya/> нижнего мела <http://www. mining-enc. ru/m/melovaya-sistema-period/> и верхней юры <http://www. mining-enc. ru/yu/yurskaya-sistema-period/>на глубине 1610-2350 м.

Году была добыта миллиардная тонна нефти. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти. В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт предприятие НК «Роснефть» – ОАО «Самотлорнефтегаз <https://ru. wikipedia. org/w/index. php? title=%D0%A1%D0%B0%D0%BC%D0%BE%D1%82%D0%BB%D0%BE%D1%80%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%B3%D0%B0%D0%B7&action=edit&redlink=1>», реорганизованное из АО «Нижневартовскнефтегаз». По итогам 2013 года на Самоторском месторождении ключевыми недропользователями ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "РН-Нижневартовск" (НК "Роснефть") добыто свыше 22 млн. тонн нефти [5].

Самотлорская нефть имеют небольшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 3500С (от 58 до 63%), и являются менее сернистыми (0,56-1,10%) и менее смолистыми (селикагелевых смол не более 12%).

Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25-67) вследствие высокого содержания парафиновых.

Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами.

Осветительный керосин марки КО-20 можно получать без предварительной очистки (содержание серы до 0,1%) из шаимской, мортымьинской, советской и самотлорской нефтей. Вследствие высокой температуры застывания дизельных фракций из нефтей Западной Сибири можно получать в основном летние дизельные топлива, которые характеризуются высокими цетановыми числами (45-60). Из большинства нефтей Западной Сибири могут быть получены топочные мазуты марок 40, 100 и 200.

Большинство нефтей Западной Сибири является хорошим сырьем для получения дистиллятных и остаточных базовых масел. Особенно следует отметить усть-балыкскую и самотлорскую нефти, из которых получаются высокоиндексные масла с большим выходом.

Из изложенного следует, что нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения топлив и масел [6].

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса [7].

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [8].

Атмосферно-вакуумная перегонка относится к первичному процессу и отсюда можно выделить основное её назначение – разделить нефть на фракции, и использовать максимальные возможности нефти по количеству и качеству получаемых исходных продуктов.

Основным первичным процессом переработки нефти является перегонка.

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

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

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

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

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

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

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей [9].

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массобмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокипящих, и жидкость – из высококипящих компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны [7].

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах) [8].

Конструкция аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести.

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна – вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения [9].

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип – выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти [10].

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4% (мас.). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефти следует тщательно обезвоживать и обессоливать [11].

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2% мас.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15% мас.) и выходом фракций до 3500С не более 45% мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток – меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0% мас.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2% мас.) и бензиновых фракций (до 20-30% мас.) и фракций до 3500С (50-60% мас.) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% мас. бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций: головной (н. к.-620С), бензольной (62-850С), толуольной (85-1200С) и ксилольной (120-1400С) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н. к.-850С) и широкой (85-1800С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции, и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, то есть приблизительно 350-3600С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья, возможно, использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов – перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны ≈ 100 и ≈ 20 мм. рт. ст. (≈ 133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 6000С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной, а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки, то есть с отбором фракций до гудрона, должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона [12].

При переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей – установки по депарафинизации фракций, особенно керосино-газойлевых [2].

Влияние технологических параметров на процесс перегонки нефти. Нормальная работа ректификационных колонн и требуемое качество продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима – отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах перегонки нефти применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте колонны.

А) нагрева остатка ректификации в кипятильнике с паровым пространством;

На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные схемы орошения. Так, сложная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще всего применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционной орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции.

Использование только одного острого орошения в ректификационных колоннах неэкономично, так как низкопотенциальное тепло верхнего погона малопригодно для регенерации теплообменом. Кроме того, в этом случае не обеспечивается оптимальное распределение флегмового числа по высоте колонны, ухудшается разделительная способность нижних тарелок концентрационной секции колонны, в результате не достигается желаемая четкость разделения. При использовании циркуляционного орошения рационально используется тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравниваются нагрузки по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваются оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационной секции.

При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба эти рабочие параметры тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.

При оптимизации технологических параметров колонн ректификации целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:

Обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического, и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;

Исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

Позволяют использовать дешевые и доступные хладагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников;

Обеспечивают нормальную работу аппаратов и процессов, связанных с колонной ректификации с материальными и тепловыми потоками;

Обеспечивают оптимальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам.

По величине давления колонны ректификации, применяемые на промышленных установках перегонки нефтяного сырья, можно подразделить на следующие типы:

Атмосферные, работающие при давлении несколько выше атмосферного (0,1-0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных нефтей на топливные фракции и мазут;

Вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом при остаточном давлении в зоне питания (≈100 и 30 гПа), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный газойль или узкие масляные фракции и гудрон;

Колонны, работающие под повышенным давлением (1-4 МПа), применяе-мые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти.

Повышение или понижение давления в ректификационной колонне сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением температурного режима.

Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее значимых параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации.

С целью создания требуемого парового орошения в отгонной секции атмосферной и вакуумной колонн промышленных установок перегонки нефти, а также испарения (отпаривания) низкокипящих фракций нефти на практике широко применяют перегонку с подачей водяного пара.

При вводе водяного пара в отгонную секцию парциальное давление паров снижается и создаются условия, при которых жидкость оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение, то есть действие водяного пара аналогично вакууму. При этом теплота, необходимая для отпаривания паров, отнимается от самой жидкости, в связи с чем она охлаждается. Испарение жидкости, вызванное водяным паром, прекращается, когда упругость паров жидкости при понижении температуры снизится настолько, что станет равным парциальному давлению. Таким образом, на каждой теоретической ступени контакта установится соответствующее этим условиям равновесие фаз.

Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:

Повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жидкости между тарелками;

Увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

Усиление коррозии нефтеаппаратуры и образование больших количеств загрязненных сточных вод.

В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки [13].

Рассмотрим влияние отдельных факторов технологического процесса на процесс ректификации [14].

Температура нагрева сырья. Сырье перед поступлением в колонну подогревается. Необходимая температура подогрева сырья находится в прямой зависимости от количества низкокипящего компонента, содержащегося в исходном сырье. Чем выше содержание низкокипящих компонентов, тем меньше требуется предварительный подогрев сырья и наоборот.

Сырье подается на ту тарелку колонны, температура которой соответствует температуре подогрева сырья.

Равномерность подачи сырья. Желательно, чтобы сырье в колонну поступало равномерно, т. е. соблюдалось постоянство сырья и постоянство потока, это обеспечит устойчивый режим работы колонны.

Подача орошения. Орошение подается для поддержания температуры верха колонны и образования жидкой фазы в зоне верхних тарелок. Количество подаваемого на верх колонны орошения должно быть постоянным и надежно обеспечивать регулирование температуры верха.

Орошение в колонну подается с определенной кратностью, изменение количества поступающего орошения резко меняет количество образующейся паровой фазы, что затрудняет регулирование давления в колонне.

Давление в колонне. От постоянства давления зависит постоянство скоростей движения паровой фазы по высоте колонны. Изменение давления влияет на количество паровой фазы, так как с понижением давления объем паровой фазы увеличивается. С увеличением паровой фазы скорость паров по высоте колонны растет и может быть такой, что при контактировании может вызвать чрезмерное вспенивание жидкой фазы на тарелках и забрасывание капель жидкости с нижней тарелки на верхнюю. В этом случае резко падает четкость погоноразделения ректификационной колонны. Поэтому необходимо в колонне поддерживать постоянное давление.

Температура низа колонны. Температура низа колонны поддерживается в пределах, обеспечивающих полноту испарения низкокипящего компонента. Если температура низа колонны будет поддерживаться ниже установленной нормы, то будет происходить потеря низкокипящих компонентов с остатком.

С повышением температуры выше заданной по режиму резко увеличивается поток паровой фазы и возможно захлебывание колонны, т. е. переполнение тарелок колонны жидкостью, образующейся при конденсации тяжелых паров в верхней зоне тарелок. От равномерности подогрева зависит и равномерность газового потока. Нужно следить также за уровнем жидкости внизу колонны, так как переполнение колонны ухудшает отпарку легких компонентов из остатка [15].

Методы интенсификации процесса. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех HПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив. смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

– снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

2.Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3.Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута.

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [16]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими – продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии

– водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ • Н20). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков.

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации [17].

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах.

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

Увеличение глубины отбора светлых из нефти (фракций до 350-3600С является важнейшей задачей первичной перегонки нефти. Повышение четкости погоноразделения является также одной из важных задач перегонки, поскольку основные показатели качества дистиллятных фракций существенным образом зависят от их фракционного состава [2].

Однако непрерывное наращивание мощности установок первичной перегонки нефти без значительной их реконструкции привело к заметном) ухудшению качества продуктов: наложение температур кипения между некоторыми дистиллятными фракциями достигло 100-150 иС, температура начала кипения мазута стала на 40- 50 °С ниже температуры конца кипения дизельного топлива, а содержание в мазуте фракций до 350 °С повысилось до 10-12 %. При последующей переработке такого мазута содержание фракций дизельного топлива в вакуумном газойле доходило до 30 %.

В атмосферной колонне осуществляется основное разделение нефти на дистиллятные фракции и мазут. По мере утяжеления фракций четкость разделения ухудшается вследствие уменьшения относительной летучести разделяемых фракций и флегмового числа.

Наибольшее значение флегмовое число имеет в верхней секции колонны достаточно высокое оно и в следующей, нижележащей секции, однако в секции, расположенной ниже отбора фракции дизельного топлива (или атмосферного газойля), флегмовое число явно недостаточно. Низкие флегмовые числа в нижних секциях атмосферной колонны являются следствием недостатка тепла, вносимого в колонну. Поскольку все тепло в атмосферную колонну вносится с сырьем, для повышения четкости ректификации и увеличения глубины отбора светлых необходимо увеличивать долю отгона сырья за счет максимального его подогрева и понижения давления в колонне [18].

Термическая стабильность тяжелых углеводородов позволяет нагревать нефть при атмосферной перегонке до 350-360°С, что обеспечивает долю отгона сырья, на 5-10 % превышающую сумму отбора светлых в колонне. На результаты перегонки большое влияние оказывает давление. При увеличении давления отбор дистиллятов уменьшается, при этом значительно ухудшается качество продуктов, т. е. четкость ректификации. Анализ работы промышленных колонн также подтверждает этот вывод: при повышенном давлении не удается полностью отобрать светлые дистилляты, отбор их составляет 70-80 % or потенциала; не достигается и ожидаемое увеличение производительности колонны. В то же время переход на пониженное давление, близкое к атмосферному, и на умеренный вакуум порядка 400-800 гПа дает возможность не только повысить качество получаемых продуктов, но и улучшить технико-экономические показатели процесса. Перегонка при пониженном давлении и в вакууме позволяет отказаться от применения водяного пара и дает экономию в расходе тепла на 5 %. В настоящее время разрабатываются перспективные схемы замены водяного пара потоком нефтепродуктов.

Эффективность процесса вакуумной перегонки мазута, как и перегонки нефти, зависит как от параметров технологического режима, так и от конструктивных особенностей отдельных узлов блока: печи, трансферной линии, узла ввода сырья, конструкции тарелок, насадок и т. д. Состав мазута, поступающего на вакуумный блок из атмосферной колонны, регламентируется содержанием фракций, выкипающих до 350°С. Традиционно считают, что содержание светлых должно составлять не более 5 % (мас.), так как их рост приводит к увеличению диаметра вакуумной колонны, затрудняет полную конденсацию паров на верху колонны и увеличивает загрузки вакуумсоздаюшей системы. Необходимо отметить, что содержание светлых фракций в мазуте определяется фракционным составом (а именно температурой конца кипения) получаемого в атмосферной колонне дизельного топлива [19].

Для регулирования (стабилизации) состава сырья вакуумной колонны и одновременно с этим повышения отбора светлых (до 98 % от потенциала) между атмосферной и вакуумной колоннами в некоторых патентах рекомендуют помешать буферную ступень испарения мазута.

Температура нагрева сырьевого потока (мазута) определяется температурой его термического разложения, которое ведет к образованию неконденсируемых газов разложения. На их откачку расходуется мощность вакуумсоздающей системы. Минимальное давление на выходе из печи обеспечивается правильным подбором конструкции трансферной линии, связывающей печь с колонной, при этом минимизируется перепад давления между печью и вакуумной колонной Рекомендуются следующие оптимальные значения параметров: длина трансферной линии не более 30 м (без резких поворотов и вертикальных участков), удельная массовая скорость потока мазута – не более 150 кг/(с • м2).

Схемы орошения вакуумных колонн определяют как отбор и качество продуктов, так и стабильность режима работы. Одной из существенных особенностей вакуумных колонн является использование верхнего орошения, предназначенного для полной конденсации паров, поэтому верхняя секция часто называется конденсационной [20].

Для полной конденсации паров вверху вакуумной колонны (по сравнению с атмосферной) требуется значительно больше тарелок циркуляционного орошения, чтобы обеспечить тс же значения тепла конденсации. Для создания максимального температурного напора и равномерной нагрузки на тарелки ВЦО рекомендуется схема порционной подачи охлажденной флегмы. Предполагается, что при такой схеме, кроме углубления конденсации и сокращения потерь сверху колонны, обеспечивается гибкость и стабильность режима верха колонны и вакуум – создающего устройства. При проектировании иногда не учитывают специфику работы конденсационной части вакуумной колонны. Это часто приводит к общему недостатку существующих высокопроизводительных вакуумных колонн – нехватке флегмы для полной конденсации и поддержания нужной температуры вверху конденсационной секции [21].

Промежуточное циркуляционное орошение (ПЦО) почти во всех вакуумных колоннах создастся за счет подачи части охлажденного выводимого бокового погона на несколько тарелок выше его вывода. В вакуумных колоннах вторичной перегонки широкой масляной фракции ПЦО часто работает индивидуально, под тарелкой вывода бокового погона.

Количество ПЦО должно определяться исходя из того, какое число боковых потопов и в каком количестве выводится их колонны (или каково соотношение количеств этих погонов), а также исходя из требования к их качеству. При этом количество ПЦО определяет и объем паров в максимально нагруженном сечении колонны.

Обычно перегонка мазутов осуществляется с вводом водяного пара в низ отгонной части колонны в количестве 1-7 % па мазут. Однако с позиций повышения эффекта отпарки углеводородных фракций существует верхний предел расхода пара в 1,5 %. Подача водяного пара в вакуумную колонну вызывает следующие отрицательные эффекты: увеличение площади сечения колонны на 20-30 %; разбавление потока углеводородных паров концентрационной части и соответствующее увеличение сопротивления массопередаче (снижение КПД тарелок): увеличение выноса углеводородной фракции с верха колонны; увеличение нагрузки на вакуумсоздающую систему.

К тому же экспериментально показано, что ввод водяного пара до 7% увеличивает высоту колонны на размер эквивалентной теоретической тарелки. Для вакуумных колони это особенно важно. Исключение подачи водяного пара позволяет устранить вынос газойлевых фракций с верха вакуумной колонны, что снижает нагрузку на вакуумсоздающую систему [22].

Обеспечение определенного фракционного состава базовых масляных фракций, получаемых в вакуумной колонне, является одним из условий производства на их основе высококачественных товарных масел.

Снижение общего остаточного давления в вакуумной колонне отражается не только на четкости разделения, но и на перераспределении углеводородов масляных фракций в процессе однократного испарения мазута, т. е. непосредственно на качестве масляных фракций [23].

Системы создания вакуума в настоящее время значительно усовершенствованы. Наибольшее распространение получили системы:

-с включением барометрического конденсатора, в котором осуществляется конденсация паров, выходящих с верха вакуумной колонны, за счет подачи воды или дизельного топлива в качестве конденсирующего и абсорбирующего агента;

-с включением поверхностных конденсаторов с закрытой конденсацией паров;

-с предвключенными паровыми эжекторами, отсасывающими газы и пары непосредственно из колонны.

Для сокращения количества загрязненной воды на ряде заводов вместо воды в барометрический конденсатор стали подавать охлажденное дизельное топливо и заменять барометрические конденсаторы поверхностными.

Проблема уменьшения загрязнения окружающей среды обусловливает поиск решений создания вакуума без загрязнения воды и воздуха. Положительный длительный опыт применения дизельных фракций в качестве конденсирующего и охлаждающего агента в барометрическом конденсаторе позволил использовать дизельные фракции и в качестве эжектируюшего агента. Замена водяного пара в эжекторах на жидкостной эжектирующий агент повышает КПД процесса эжектирования. Известно, что энергетический КПД эжекторов, в которых в качестве рабочего агента используется водяной пар. достигает максимального значения 10-12%. При использовании жидкостного рабочего тела КПД эжектора достигает 38-39 %. Сочетание процессов конденсации и эжектирования позволяет еще больше увеличить КПД эжектора.

Таким образом, новые системы создания вакуума основаны на циркуляции жидких нефтяных фракций (дизельная или газойлевая) через специальные инжекторные системы [17].

Исследование показало, что в вакуумных газах, направляемых на сжигание в печь, за счет промывки газов дизельной фракцией или газойлем значительно уменьшается содержание сернистых газов. Достигаемая глубина вакуума (остаточное давление 20- 25 мм рт. ст., или 2.6-3,3 кПа) позволила прекратить подачу пара в низ вакуумной колонны. Циркулирующее дизельное топливо или газойль постоянно обновляется. Часть циркулирующей жидкости выводится из системы на гидроочистку и затем используется но целевому назначению. Снижение количества водного конденсата как в атмосферной, так и в вакуумной части установки АВТ, совершенствование вакуумсоздающей системы улучшает технико-экономические и экологические аспекты работы установок первичной переработки нефти [24].

На многих действующих НПЗ изменение ассортимента производимых продуктов осуществляется корректировкой технологических параметров работы ректификационных колонн атмосферного блока установки. Авторы Д. А. Луканов, Т. В. Костина, В. А. Тыщенко и JI. K. Лубсандоржиева считают, что переход одного режима работы на другой неминуемо ведет к потерям качества, а в ряде случаев может сопровождаться аварийными ситуациями[10]. Исключить этап переходного процесса позволяет использование схемы выработки керосиновой фракции и дизельных топлив по смесевому варианту. Такой вариант в рамках существующей технологии был реализован на установке АВТ-11 ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод». Также интенсификацию процесса атмосферно вакуумной перегонки можно осуществить при помощи активатора бензин-отгон-гидроочистки дизельной фракции. На основе теории регулируемых фазовых переходов возможно усовершенствование путем компаундирования сырья перегонки с оптимальным количеством ароматических добавок и обеспечения определенной скорости его перемещения в змеевике печи. Улучшение процесса может осуществляться в присутствии специальных добавок – активаторов.

ГУП «Институт нефтехимпереработки РБ» – Башкирский научно – исследовательский институт по переработке нефти успешно реализует новую энергосберегающую и экологичную технологию вакуумной перегонки мазута без применения водяного пара. Особенности технологии – применение гидроэжекторной вакуумсоздающей системы и углеводородного испаряющего агента. Для работы в режиме глубокого отбора вакуумных дистиллятов введена колонна стабилизации. В итоге – мягкий режим нагрева мазута в печи, глубокий отбор дистиллятов с концом кипения 520-540°С.

Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов и соединений серы приводит вследствие гидролиза и крекинга при перегонке нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников. Коррозийный износ оборудования установок переработки нефти является одним из основных препятствий на пути увеличения их межремонтных пробегов [25].

Для защиты конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти АВТ от коррозионного воздействия неорганических хлоридов, ХОС, серосодержащих соединений и кислот на многих НПЗ в последние годы внедрена комплексная программа химико – технологических мероприятий, включающая следующие понятия:

-глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на ЭЛОУ с эффективными, надежными в эксплуатации элетродегидраторами, с применением современных высокоактивных нефтерастворимых деэмульгаторов и эффективных смесителей промывной водой с нефтью:

-подачу в обессоленную нефть требуемых количеств защелачивающих реагентов (NaOH, Na2CО3) оптимальной концентрации;

Подачу в шлемовые линии атмосферных колонн современных нейтрализующих аминов и пленкообразующих ингибиторов коррозии.

Авторы Хуторянский, Гоев провели исследования, которые показали, что при глубоком обессоливании нефти на ЭЛОУ основным поставщиком коррозионного НС1 являются неудаляющиеся при промывке нефти на ЭЛОУ ХОС, в связи с чем возрастает важность процесса защелачивания обессоленной нефти, противодействующего гидролизу хлоридов и разложению ХОС с образованием НС1 [11].

В ходе работы авторами была проверена эффективность защелачивания глубоко обессоленной нефти при двух соотношениях соды и щелочи в защелачивающем реагенте – 4:1 и 3:1. Было установлено, что при обоих соотношениях оптимальный расход защелачивающего реагента составил величину – 30 г/т.

Полученный результат, по мнению авторов, очень важен, так как поставил под сомнение принятый механизм защелачивания, в соответствии с которым MgCl преимущественно реагирует с NaOH, а СаСl с Na2C03 и свидетельствовал о значительно завышенном расходе содощелочного раствора, требуемом для предотвращения гидролиза неорганических хлоридов и наличии дополнительного источника образования НС1-ХОС.

На современном этапе интенсификация технологических процессов может быть решена на основе представления о нефти и нефтяных остатках как о дисперсных системах [26].

Высокомолекулярные соединения нефти (ВМС) и нефтяных остатков в зависимости or условий переработки их могут находиться как в молекулярном, так и в структурированном состоянии, регулирования свойств которых возможно при изменении величины и интенсивности внешнего воздействия (температура, давление, ПАВ, механические, магнитные, центробежные, электрические, ультразвуковые поля). Нефти и нефтяные остатки обычно рассматриваются как микрогетерогенные системы, склонные к формированию молекулярных структур. Образование дисперсной фазы вызывает неустойчивость нефти и нефтяных остатков, что придает им свойства коллоидных растворов. Поэтому для научно-обоснованного выбора того или иного регулирования свойств нефтяных дисперсных тщательное изучение их строения [12].

Атмосферно-вакуумная перегонка нефти и нефтяных остатков является процессом, эффективность которой во многом определяет экономические показатели НПЗ, а интенсификация этого процесса является актуальнейшей задачей нефтепереработки.

Одна из важнейших задач рационального использования нефти увеличение выхода топливных дистиллятов при ее перегонке, осуществляемой в промышленных масштабах на установках AT и АВТ. Разность между потенциалом светлых нефтефракций, выкипающих до 360°С и отбором светлых нефтепродуктов на установках AT зависимости от качества перерабатываемой нефти, ассортимента отбираемых продуктов и их отношения достигает 5-6-7 (масс.) на нефть [27].

Http://na5bal. narod. ru/load/khimija/svojstva_i_pererabotka_samotlorskoj_nefti/15-1-0-8010

Месторождение Козубаевской нефти находится в северо-восточной части Пермско-Башкирского свода на Лобановском валу.

Козубаевская нефть классифицируется по технологическому принципу по ГОСТ 912-66 шифром IIТ2М2И4П3. Согласно технологической классификации Козубаевская нефть по содержанию серы в нефти относится ко II классу (1,41%), по потенциальному содержанию фракций выкипающих до 350 0 С – к типу Т2 (50,7%) . По потенциальному содержанию базовых масел к группе М2 (21,01%), по индексу вязкости базовых масел к подгруппе И4 (< 85) и по содержанию парафина ее относят к виду П3 (6,71%).

2.2. Выбор варианта технологической схемы НПЗ на основании свойств нефти.

Разработка рациональной технологической схемы первичной переработки нефти и определение наиболее целесообразного варианта эксплуатации является наиболее важным этапом проектирования.

Существует несколько вариантов технологических схем переработки нефти. Однако в общем виде эти схемы могут быть сведены к 3-4 основным типам:

4. нефтехимическая или комплексная (топливно-нефтехимическая или топливно – масляно-нефтехимическая).

Переработка по топливному варианту целесообразна для заводов небольшой производительности, задачей которых является обеспечение топливом определенного региона. Такие НПЗ характеризуются, как правило, низкой глубиной переработки нефти и низкой стоимостью конечной продукции относительно цены исходной нефти. Соотношение составляет порядка 1,5-1,7:1.

Поскольку производительность проектируемого завода равна 10 млн. тонн в год. переработка Козубаевской нефти по топливному варианту является нерациональной. Следовательно, необходимо сделать выбор из двух последних схем. Рассмотрим некоторые свойства Козубаевской нефти.

Потенциальное содержание фракции, выкипающей в интервале температур 50-133°С

Составляет 10,52% мас., что позволяет получить (с учетом перекрывания с фракцией 94-188°С) до 5,34% мас. на нефть ароматических углеводородов, которые являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.

Как известно, заводы, в составе которых имеются нефтехимические производства, обладают наибольшей рентабельностью. Цена продукта такого предприятия в 3-3,2 раза выше стоимости исходной нефти. Поэтому в технологическую схему завода необходимо включить процессы, обеспечивающие производство сырья для нефтехимии.

Для получения масел, как правило, выбирают нефти с высоким потенциальным содержанием последних. Также принимаются во внимание их вязкостно – температурные свойства.

Индексы вязкости дистиллятных базовых масел Козубаевской нефти после депарафинизации равны 70 и 77 соответственно для фракций 350-470 0 С и 470- 490 0 С

Следовательно, при использовании «традиционной» технологии получения масел с использованием процессов деасфальтизации, селективной очистки и других, невозможно получить высококачественную продукцию, обладающую высокой стоимостью. Однако применение современных технологий, в частности процесса изокрекинга тяжелого вакуумного газойля позволяет решить данную проблему Этому также способствует производительность завода и достаточно высокое потенциальное содержание дистиллятных и остаточных масел (22,2%), благодаря чему производство масел становится возможным в больших объёмах.

Приняв во внимание все вышесказанное, можно сделать вывод, что наилучшей схемой переработки Козубаевской нефти является комплексная, а именно топливно –маслянно-нефтехимическая.

Http://svyatik. org/svarka-11175.html

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.

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.

Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды.

Попутные и растворенные газы отделяются от нефти в системе тра­пов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления – от давления в скважине до атмосферного. После этого в нефти еще ос­таются растворенные газы (до 4 % мас.).

В трапах одновременно с отделением газа происходит и отстой сы­рой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды. Поэтому эти аппараты на промыслах называют Отстойниками. Отсюда нефть поступает на промысловые электрообессоливающие ус­тановки.

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяных эмульсий, которые образуются при добыче нефти за счет закачки воды в пласт. Обезвоженную и обессоленную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую так же подвергают расслаиванию. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти.

Наиболее простой способ удаления воды из нефти на промыслах – термохимическое обезвоживание при атмосферном давлении. К подогретой до 30-50°С нефти добав­ляется деэмульгатор, а затем нефть поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие по­тери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах. Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под давлением.

При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, про­исходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для обессоливания используется термо­химический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термо­химическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – Атмосферно-вакуумная трубчатка . Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках Трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка предназначена для отбора Светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в Ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены Контактные устройства (тарелки) , через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута Масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг) , а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.

Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные Эжекторы .

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

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

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

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

· мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350 О С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

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

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

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

Http://cwetochki. ru/ref-referat-protsessy-pervichnoi-pererabotki-nefti-3.html

Поделиться ссылкой: