Как осуществляется перегонка нефти кратко. Краткое описание основных технологических процессов топливного производства

Зачем нам вставать, еслирассвело?

Джон Донн «Рассвет»

Случайный человек, который пройдет мимо нефтепе­рерабатывающего завода и увидит множество высоких колонн, наверное решит, что это колонны крекинга. Это распространенная ошибка. Большинство этих высоких колонн является в действительности ректификационны­ми колоннами того или иного типа. Колонны крекинга, которые обычно короче и приземистее, будут рассмотре­ны в одной из следующих глав.

Перегонка нефти является замечательным изобрете­нием технологов-нефтяников, основанным на важной ха­рактеристике нефти, описанной в предыдущей главе, а именно, на кривой разгонки. Механизм, который при этом используется, не очень сложен и поэтому не осо­бенно интересен. Однако для полноты изложения мы рас­смотрим здесь и эти элементарные веши.

Для начала полезно провести аналогию. Самогонщик из Кентукки использует простой перегонный куб, чтобы отделить светлый продукт от негодного остатка (см. рис. 3.1). После ферментации кислого сусла, то есть ког­да прошла медленная биохимическая реакция с образо­ванием спирта, смесь нагревают до начала кипения спир­та. Светлый продукт испаряется. В виде пара он оказыва­ется легче жидкости. Поэтому он перемещается вверх, отделяется от жидкости и попадает в холодильник, где охлаждается и снова превращается в жидкость (конден­сируется). То, что остаётся в кубе, выбрасывают, а то,

Что ушло вверх, разливают в бутылки. Описанный про­цесс является простой перегонкой.

Если бы самогонщик захотел продать продукт каче­ством выше среднего, он мог бы пропустить полученную жидкость через второй перегонный куб периодического действия, работающий аналогично первому. Во втором кубе более легкая часть жидкости отделилась бы от неко­торого количества неспиртовых примесей, которые в пер­вом кубе были увлечены вверх вместе с более легким погоном. Это произошло из-за того, что самогонщик не мог точно выдержать температуру кипения кислого сусла. Впрочем, возможно, он специально поднял температуру в первом кубе немного выше, чем нужно, чтобы полу­чить как можно больше продукта.

Такой двухступенчатый процесс можно превратить в непрерывный, как это показано на рисунке 3.2. В самом деле, раньше многие промышленные установки для пе­регонки выглядели именно так.

Ясно, что периодическая перегонка, описанная выше, не годится для переработки 100-200 тыс. баррелей (~16- 32 тыс. м3) сырой нефти в день, тем более что нужно разделить нефть на 5-6 компонентов. Ректификационная колонна позволяет проводить эту операцию постоянно, затрачивая гораздо меньше труда, оборудования и энер­гии в виде топлива и тепла.

Процесс, происходящий в ректификационной колон­не, схематично показан на рисунке 3.3. Внутрь поступает сырая нефть, а наружу выходят углеводородные газы (бу­тан и более лёгкие газы), бензин, нафта (лигроин), керо­син, лёгкий газойль, тяжелый газойль и кубовый остаток.

Чтобы понять, как все происходит внутри колонны, требуется рассмотреть некоторые тонкости. Первый эле­мент, который необходим для работы колонны - это сырьевой насос, перекачивающий сырую нефть из склад­ского резервуара в систему (см. рис. 3.4). Сначала нефть проходит через печь, в которой нагревается до темпера-

Рис. 3.3. Перегонка нефти

Туры порядка 385°С (750°F). Из предыдущей главы Вы знаете, что при этой температуре, как правило, испаря­ется больше половины нефти.

Полученная таким образом смесь жидкости и паров подаётся снизу в ректификационную колонну.

Внутри ректификационной колонны находится набор тарелок, в которых проделаны отверстия. Благодаря этим отверстиям нефть может подниматься вверх. Когда смесь пара и жидкости поднимается по колонне, то более плот­ная и тяжёлая часть отделяется и опускается на дно, а лёгкие пары поднимаются вверх, проходя через тарелки (рис. 3.5).

Отверстия в тарелках снабжены приспособлениями, называемыми барботажными колпачками (рис. 3.6). Они нужны для того, чтобы пары, через та­

Релки, барботировали через слой жидкости толщиной около 10 см, находящийся на тарелке. Это пробулькива - ние газа через слой жидкости и составляет суть ректифи­кации: горячие пары (при температуре не ниже 400°С

Рис. 3.5. Поступление нефти в ректификационную колонну.

Рис. 3.6. Барботажные колпачки на тарелке ректификацион­ной колонны

(750°F) проходят через жидкость. При этом тепло пере­дается от паров к жидкости. Соответственно пузырьки пара несколько охлаждаются и часть углеводородов из них переходит в жидкое состояние. По мере переноса тепла от паров к жидкости, температура паров снижает­ся. Так как температура жидкости ниже, некоторые со­единения в парах конденсируются (сжижаются).

После того как пары прошли через слой жидкости и потеряли часть более тяжелых углеводородов, они под­нимаются к следующей тарелке, где повторяется тот же процесс.

Тем временем количество жидкости на каждой тарел­ке растет за счет углеводородов, конденсирующихся из паров. Поэтому в колонне устанавливают приспособле­ние, которое называется сливной стакан и позволяет из­бытку жидкости перетекать вниз на следующую тарелку. Число тарелок должно быть таким, чтобы общее количе­ство продуктов, выходящих из ректификационной ко­лонны, было равным количеству сырой нефти, поступа­ющей внутрь. В действительности, некоторые молекулы несколько раз путешествуют туда и обратно - в виде пара поднимаются на несколько тарелок вверх, затем конденсируются и стекают уже как жидкость на несколь­ко тарелок вниз через сливные стаканы Именно эта про-

Рис. 3.7. Сливные стаканы и боковые выходы.

Мывка пара жидкостью за счет противотока и обеспечи­вает четкое разделение фракций. За один проход это было бы невозможно.

На различных уровнях колонны имеются боковые от­воды (рис. 3.7) для отбора фракций - более легкие про­дукты отбираются в верхней части колонны, а тяжелая жидкость выходит внизу.

Орошение и повторное испарение

Несколько дополнительных операций, происходящих вне ректификационной колонны, способствуют более ус­пешному проведению процесса перегонки. Чтобы тяже­лые продукты случайно не попали в верхнюю часть ко­лонны вместе с легкими фракциями, пары периодичес­ки направляют в холодильник. Вещества, которые кон­денсируются в холодильнике, снова поступают на одну из расположенных ниже тарелок. Это своего рода ороше­ние ректификационной колонны (рис. 3.8).

Рис. 3.8. Орошение и повторное испарение.

И наоборот, некоторое количество легких углеводоро­дов может быть увлечено током жидкости в нижнюю часть колонны вместе с тяжелыми продуктами. Чтобы избежать этого, жидкость, выходящую через боковой от­вод, снова пропускают через нагреватель. В результате остатки легких углеводородов отделяются и повторно по­ступают в ректификационную колонну в виде пара. Этот процесс называется повторным испарением. Преимущество такой схемы заключается в том, что только небольшая часть общего потока сырой нефти должна повторно пе­рерабатываться для дополнительного возвращения про­дукта. Не нужно снова нагревать всю нефть, что позволя­ет сэкономить энергию и .

Орошение и повторное испарение могут с тем же ус­пехом использоваться и в средней части колонны, что также способствует эффективному разделению. Повторно испаренная фракция, которая поступает в колонну, вно­сит туда дополнительное тепло, что помогает легким мо­лекулам отправиться в верхнюю часть колонны. Точно так же орошение предоставляет тяжелым молекулам, ко­торые случайно оказались выше, чем им положено, пос­ледний шанс сконденсироваться в жидкость.

Состав некоторых сырых нефтей может быть таким, что на части тарелок в колонне не окажется достаточно­го количества парожидкостной смеси. В этих случаях оро­шение и повторное испарение позволяют регулировать потоки так, чтобы процесс ректификации (разделения) мог продолжаться.

При анализе процесса перегонки нефти принципиаль­но важной характеристикой являются границы кипения фракций. Так называют температуры, при которых продук­ты перегонки отделяются друг от друга. В частности, тем­пература, при которой продукт (фракция, погон) начи­нает кипеть, называется точкой начала кипения (ТНК). Температура, при которой 100% данной фракции испари­лось, называется точкой выкипания (ТВ) этой фракции. Таким образом, каждая фракция имеет две границы - ТНК и ТВ.

Если мы снова обратимся к диаграмме, изображенной на рисунке 3.3, то легко увидим, что температура выкипа­ния нафты (лигроина) является точкой начала кипения для керосиновой фракции. То есть ТНК и ТВ двух соседних фракций совпадают, по крайней мере, номинально.

Однако ТНК и ТВ могут и не совпадать - это зависит от того, насколько хорошее разделение обеспечивает про­цесс ректификации. Возможно, рассматривая всю эту си­стему тарелок и барботажных колпачков, Вы задавали себе вопрос, насколько же хорош результат. Естественно, процесс перегонки неидеален и приводит к появлению, извините за выражение, так называемых хвостов.

Предположим, что мы анализируем нафту (лигроин) и керосин в лаборатории и для каждой из этих фракций получили кривые разгонки - такие, как изображены на рисунке 3.9. Рассмотрите их внимательно, и Вы заметите, что температура выкипания нафты около a

Точка начала кипения керосина около 150°С (305°F).

Рисунок 3.10 более наглядно иллюстрирует, что такое хвосты. На этом рисунке изображена зависимость температу­ры, но на этот раз не от общей объемной доли испарившей­ся нефти, а от объемной доли нефти, испарившейся имен­но при этой температуре (для тех, кто знаком с математи­ческим анализом, можно сказать, что это первая производ­ная функции, обратной изображенной на рисунке 3.9).

Хвосты почти всегда появляются при перегонке. Это настолько обычное явление, что считается само собой разумеющимся. Однако чтобы не усложнять себе жизнь, пришли к компромиссу. В качестве границ фракций при 1 перегонке берут так называемые эффективные границы | кипения, то есть температуры, при которых фракции ус­ловно считаются разделенными. В дальнейшем, при упот­реблении термина границы кипения, мы будем иметь в виду эффективные границы.

Рис. 3.10. Хвосты фракций на кривой разгонки.

Установление границ фракций

Когда мы рассматривали границы фракций в преды­дущей главе, а также обсуждали их выше, могло сло­житься впечатление, что эти величины для каждой фрак­ции точно установлены. На самом же деле в применении к конкретной ректификационной колонне эти границы можно несколько смещать. Например, смещение грани­цы между нафтой (лигроином) и керосином может иметь следующие последствия. Предположим, что температур­ная граница сместилась со 157 (315) до 162°С (325°F). Во - первых, при этом изменятся объемы продуктов ректифи­кации, выходящих из колонны - получится больше на - фты и меньше керосина. Дело в том, что фракция, кипя­щая между 157 и 162°С, теперь будет выходить через отверстие для нафты, а не для керосина.

При этом плотность и нафты (лигроина), и керосина увеличится. Как же так может быть? Погон, который теперь переместился во фракцию нафты (лигроина), тя­желее, чем нафта в среднем. Одновременно он легче, чем в среднем керосин. Вот так обе фракции и стали тяжелее!

Некоторые другие свойства также изменятся, но плот­ность - единственная халактепистика. котопую МЫ до

Сих пор рассмотрели. При обсуждении дальнейшей судь­бы продуктов перегонки в последующих главах мы упо­мянем другие возможные последствия изменения границ кипения фракций.

Если Вы сейчас узнаете, куда отправляются продукты, полученные при перегонке, Вам будет легче понять суть последующих глав. Легкие фракции, выходящие в верхней части колонны (верхний погон), поступают на установку газофракционирования. Прямогонный бензин отправляет­ся на компаундирование для получения автомобильного бензина. Нафта (лигроин) подается на установку рифор - минга, керосин поступает на установку гидроочистки, лег­кий газойль направляется на смешение для получения ди - стиллятного (дизельного) топлива, тяжелый газойль слу­жит сырьем для каталитического крекинга, и, наконец, прямогонный остаток подается на вакуумную перегонку.

УПРАЖНЕНИЯ

1. Заполните пропуски, выбрав слова из следующего списка:

Печь прямогонный бензин

Сырая нефть фракционирование

Периодический непрерывный

Увеличивается уменьшается

Верхний погон холодильник барботажный колпачок

А. Когда самогон выходит из верхней части перегонного

Куба, его нужно пропустить через, прежде

Чем разливать в бутылки.

Б. режим не очень эффективен в совре­

Менной нефтепереработке. В настоящее время рек­тификация сырой нефти осуществляется только в режиме.

В. Приспособление, увеличивающее эффективность пере­мешивания в ректификационной колонне, называется

TOC \o "1-3" \h \z г. Отверстия в тарелках ректификационной колонны снабжены либо.

Д. Хвосты возникают, потому что одной

Фракции перекрывается с другой

Е. По мере продвижения паров вверх по колонне, их тем­пература.

Ж. При понижении температуры выкипания фракции в ректификационной колонне, объем этой фракции а плотность API.

2. Управляющий нефтеперерабатывающего завода по­лучил задание производить зимой 33 тыс. бар./сут котельного топлива. Он знает, что будет получать 200 тыс. бар./сут сырой нефти - 30 тыс. бар. из Луизиа­ны и 170 тыс. бар. из Западного Техаса. Кривые разгон­ки этих нефтей приведены ниже. Еще одно условие " состоит в том, что требуется получить как можно боль­ше реактивного топлива. То есть из нефти нужно вы­жать как можно больше. Интервал кипения реактивно­го топлива - 300-525°F (150-275°С), это и будут гра­ницы соответствующей фракции в ректификационной колонне.

Наконец, чтобы обеспечить выпуск 33 тыс. бар./сут ко­тельного топлива, нужно получать 20 тыс. бар./сут легкого прямогонного газойля при перегонке сырой нефти

И направлять его на получение котельного топлива.

Задача: Какие температурные границы следует устано­вить для фракции ЛПГ, чтобы получить 20 тыс. бар./сут?

Данные по разгонке:

Указание: Рассчитайте кривую разгонки для смешан­ной нефти. ТВ реактивного топлива является ТНП фрак­ции ЛПГ. Остается рассчитать ТВ для фракции ЛПГ так, чтобы получилось 20 тыс. бар./сут.

Перегонка нефти

1. Варианты переработки

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

• 1) топливный;
• 2) горюче-смазочный;
• 3) нефтехимический.

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

При топливно-масляном варианте переработки наряду с топливами получают масла. Для производства масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350 ? С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными (селективными) растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низькоиндексни углеводороды, затем проводят депарафинизацию с помощью смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для снижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. В последних технологиях для получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким образом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.).. Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальты и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс .

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние десятилетия, направленные на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафинив углеводородов и др.). Для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложные физико-химические процессы, связанные с крупнотоннажных производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий. В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты.

2. ПЕРЕГОНКА НЕФТИ ПЕРВИЧНАЯ

ПЕРЕГОНКА НЕФТИ ПЕРВИЧНАЯ, (рус. первичная перегонка нефти ; англ. primary oil refining ; нем. prim?re Erd?ldestillation f ) - Разделение нефти на фракции по температуре кипения при первичной переработке нефти для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Осуществляется на атмосферных трубчатых и атмосферно-вакуумных трубчатых оборудования, часто комплектуются оборудованием обессоливания нефти и вторичной перегонки бензина .

Продукцией П.н.п. являются:

2) фракция 62-85 ? С - сырье для каталитического риформинга , на основе которой производят бензол ;

3) фракция 85-105 ? С - сырье установок каталитического риформинга, на основе которой производят толуол ;

4) фракция 105-140 ? С - сырье для каталитического риформинга, на основе которой производят ксилолы;

5) фракция 140-180 ? С - компонент товарного автобензина и керосина , сырье установок каталитически го риформинга и гидроочистки керосина.

Таблица - Типичные составы смесей, получаемых при деструктивной переработке нефтей (% масс.)

Компоненты	Метод переработки
	Пиролиз газойля	Пиролиз дистиллятного фракции	Газы крекинга
			Термического	Каталитического
Водород	9,1	9,9	3,5	11,7
Азот + оксид углерода	-	-	-	15,3
Метан	21,9	24,3	36,8	12,2
Этилен	24,4	22,9	6,7	4,0
Этан	7,6	7,5	29,3	6,8
Пропилен	15,2	13,6	6,5	16,0
Пропан	1,0	1,4	10	8,3
Бутадиен	2,0	2,6	-	-
Изобутилен	3,8	1,8	2,5	14,3
Бутилен-2	1,0	1,7	-	-
Бутан	0,1	0,1	4,2	10,8
Пентан и выше	12,9	14,4	0,5	0,6

4. Продукты перегонки нефти. Параметры и режимы перегонки.

Чаще нефть перегоняют на следующие фракции: бензиновый , что выкипает до 170-200 о C; керосиновую , что выкипает при 175-270 о C; газойлевая , что выкипает при 270-350 ? С и остаток- мазут .

При перегонке нефти получают также газ прямой гонки, который представляет собой трудную часть попутных газов, оставшихся растворенными в нефти. Как правило, выход газа прямой перегонки невелик.

Применяют высокопроизводительные непрерывно действующие трубчатые перегонные установки, отличающиеся конструкцией печей, в которых происходит нагревание нефти, или конструкцией других аппаратов, входящих в состав установки.

В большинстве случаев трубчатая непрерывно действующая установка состоит из трубчатой ​​печи, насоса, качает нефть через трубчатую печь под давлением 1,0 МПа и более, колонны фракционирования, куда поступает перегретая нефть и где она разделяется на необходимые фракции, которые отбираются из колонны на разной высоте, конденсатора, водовидбирача и пароперегревателя, который служит для перегрева пара.

Перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых установках. В их состав входит трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооружаются крупные ректификационные колонны, а для приема продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

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

Так как нефть - это смесь углеводородов различной молекулярной массы, имеющие разные температуры кипения, то перегонкой ее разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (t кип 90-200 ? С), лигроин (t кип 150-230 ? С), керосин (t кип -300 ? С), легкий газойль - соляровое масло (t кип 230-350 ? С), тяжелый газойль (t кип 350-430 ? С), а в остатке - вязкую черную жидкость - мазут (t кип выше 430 ? С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют масла.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо нагревателя заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше пары, находится в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостных смесь оставляет подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одинакова. Перегонка с многократным испарением включает два или более однократных процессы перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Точность разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением меньше по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой точности разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения дешевле: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370 ? С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающие выше 350-370 ? С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расхода топлива на нагрев сырья.

При первичной перегонке происходят только физические изменения нефти. От нее отгоняются легкие фракции, кипящие при низких температурах. Сами углеводороды остаются при этом неизменными. Выход бензина, в этом случае, составляет всего 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить все возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта. При крекинге имеют место химические изменения нефти. Изменяется строение углеводородов. В аппаратах крекинг-заводов происходят сложные химические реакции. Выход бензина из нефти значительно увеличивается (до 65-70%) "путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с относительно меньшей молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. Crack - расщеплять).

Крекинг изобрел русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение Шухова начали применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле Процесс ведется при более высоких температурах (до 600 ? С) часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов "измельчаются" на меньшие.

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

Мазут - остаток первичной перегонки - густая и относительно тяжелая жидкость, его удельный вес близок к единице. Обусловлено это тем, что мазут состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда на крекинг-заводе мазут снова подвергается переработке, часть составляющих его углеводородов дробится на меньшие (т.е. с меньшей длиной молекул), из которых как раз и состоят легкие нефтяные продукты - бензин, керосин, лигроин.

Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафинов углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет сирчистисть, маслянистость (мастильнисть), смолистость нефти и др.. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачку нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов существенно осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

4.1. Применение продуктов перегонки нефти

Наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза большей теплотой сгорания по сравнению с лучшим углем. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков. Мазут применяется на ТЭС, заводах, на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

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

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% нефти потребляется как сырье для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 50 отраслях производства. В химической промышленности сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт , хлороформ , формалин , аспирин , вазелин и др.. Производные нафтосинтезу находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

Тема 9 «ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

1. Происхождение и состав нефти. Добыча и подготовка нефти к переработке.

3. Основы технологии производства и переработки полимерных материалов.

4. Основы технологии производства резинотехнических изделий.

Происхождение и состав нефти. Добыча и подготовка нефти к переработке

Из всех известных видов топлива наибольшее значение имеет органическое топливо, сжиганием которого получают тепловую энергию, а переработкой ‑ сырье для химической промышленности.

В настоящее время наиболее широко применяются продукты переработки нефти (нефтепродукты). Их производство осуществляется и в нашей стране, поэтому подробно рассмотрим технологии переработки нефти.

Нефть является жидким горючим ископаемым. Она залегает обычно на глубине 1,2 ‑2 км и более в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известняках). Нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом, плотностью 0,65‑1,05 г/см 3 . По составу нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, главным образом парафиновых и нафтеновых, в меньшей степени ‑ ароматических. Ее элементный состав (массовая доля, %): углерод (С) ‑ 82‑87, водород (Н) ‑ 11‑14, сера (S) ‑ ОД‑5,5.

В зависимости от получаемых из нефти продуктов существует три варианта ее переработки:

топливный , применяемый для получения моторного и котельного топлива;

топливно-масляный , которым вырабатывают топливо и смазочные масла;

нефтехимический (комплексный), продуктами которого являются не только топливо и масла, но и сырье для химической промышленности (олефины, ароматические и предельные углеводороды и др.).

Жидкое топливо, полученное из нефти, в зависимости от использования делят на:

карбюраторное (авиационные и автомобильные бензины) ‑ для двигателей внутреннего сгорания;

реактивное (керосин) ‑ для реактивных и газотурбинных двигателей;

Дизельное (газойль, соляровый дистиллят) ‑ для дизельных двигателей.

котельное (мазут) ‑ для топок паровых котлов, генераторных установок, металлургических печей. В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее добычу, подготовку и процессы первичной и вторичной переработки.

Добыча нефти осуществляется посредством бурения скважин.

Подготовка извлеченной из недр нефти заключается в удалении из нее примесей (попутного газа, пластовой воды с минеральными солями, механических включений) и стабилизации по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.

Первичная переработка нефти , осуществляемая физическими методами (главным образом прямой перегонкой), состоит в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых является смесью углеводородов.

Вторичная нефтепереработка представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных в результате первичной переработки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и являются по своей сути химическими процессами.

Прямая перегонка нефти. Крекинг нефтепродуктов

Процесс прямой перегонки основан на явлениях испарения и конденсации смеси веществ с различными температурами кипения.

Кипение смеси начинается при температуре, равной средней температуры кипения составных частей. При этом в парообразную фазу переходят преимущественно легкие низкокипящие компоненты (имеющие меньшую плотность и кипящие при более низких температурах), а в жидкой фазе остаются высококипящие (имеющие большую плотность и кипящие при более высоких температурах). Если образовавшуюся парообразную фазу отвести и охладить, из нее конденсируется жидкая. В нее перейдут главным образом высококипящие (тяжелые) компоненты, а в парообразной фазе останутся легкие.

Таким образом, из исходной смеси получают три фракции. Одна из них, оставшаяся жидкой при кипении, содержит преимущественно высококипящие компоненты; вторая, сконденсировавшаяся, имеет состав, близкий к составу исходной смеси; третья, парообразная, содержит в основном низкокипящие компоненты.

За счет однократных (перегонка) либо многократных (ректификация) процессов кипения и конденсации полученных фракций можно добиться достаточно полного разделения низко- и высококипящих компонентов.

Технологический процесс прямой перегонки нефти состоит из четырех основных операций: нагрева смеси, испарения, конденсации и охлаждения полученных фракций.

В зависимости от глубины переработки нефти установки перегонки подразделяются на два вида:

Одноступенчатые, работающие при атмосферном давлении (AT);

Двухступенчатые (атмосферно-вакуумные) (АВТ), в которых первая ступень, как правило, работает при атмосферном давлении, а другая ‑ при давлении ниже атмосферного (5‑8 кПа)-

При двухступенчатой перегонке нефть предварительно обессоливают и обезвоживают, затем нагревают в трубчатой печи первой ступени до температуры 300 ‑ 350 ° С (на 25 ‑ 30 ° С выше температуры кипения). Разделение нефти на фракции производят в ректификационной колонне, которая представляет собой цилиндрический аппарат высотой 25 ‑ 55 м и диаметром 5 ‑ 7 м. Предварительно нагретую нефть подают в нижнюю часть колонны- Здесь нефть закипает и разделяется на две фазы: парообразную и жидкую. Жидкие продукты стекают вниз, а пары поднимаются вверх по колонне. В верхнюю часть колонны подается орошающая жидкость (флегма). Поднимающиеся снизу пары многократно контактируют по высоте колонны со стекающей жидкой фазой. Встречаясь с поднимающимися горячими парами, орошающая колонну жидкость нагревается и частично испаряется. Пары, отдавая ей теплоту, конденсируются, и конденсат стекает в нижнюю часть колонны. По мере подъема паров их температура уменьшается, при этом стекающая вниз флегма все более обогащается тяжелыми фракциями, поднимающиеся пары ‑ легкими. Внизу колонны собирается жидкость, содержащая наиболее тяжелые фракции (мазут). Мазут сливается из нижней части колонны и охлаждается в теплообменниках, нагревая при этом подаваемую в колонну нефть.

Для поддержания процесса кипения в ректификационную колонну подается перегретый пар, который уносит с собой остатки легких фракций, не испарившихся ранее. Самая легкая бензиновая фракция при температуре 180 ‑ 200 ° С отводится из колонны в виде паров в конденсатор и отделяется от воды в сепараторе. Часть бензиновой фракции возвращается в колонну для орошения.

С промежуточных зон колонны отводятся так называемые средние фракции: керосиновая, кипящая при температуре 200 ‑ 300 °С, и газойлевая (температура кипения 300 ‑ 350 °С). Иногда отводят также другие фракции, например лигроин (160‑200 °С), керосиногазойлевую фракцию (270-320 °С).

Полученный после первоначальной перегонки мазут (его выход ‑ около 55 % исходной нефти) из первой ректификационной колонны перекачивается в трубчатую печь второй ступени, где нагревается до 400 ‑ 420 °С. Из печи мазут поступает во вторую ректификационную колонну, работающую при давлении ниже атмосферного (остаточное давление ‑ 5 ‑ 8 кПа). Из Нижней части этой колонны выводится гудрон, а по высоте отбираются масляные дистилляты.

Производительность двухступенчатых установок составляет 8 ‑ 9 тыс. т нефти в сутки. Выход бензина при прямой перегонке зависит от фракционного состава нефти и колеблется от 3 до 1 5 % .

Основы технологии крекинга нефтепродуктов. Сравнительно малый выход бензина (до 15 %)при прямой перегонке вызывает необходимость переработки других, менее ценных фракций, получаемых при прямой перегонке нефти и содержащих тяжелые молекулы углеводородов. Такая переработка называется крекингом.

Крекинг (англ, to creak ‑ раскалывать, расщеплять) – расщепление длинных молекул тяжелых углеводородов входящих в состав, например мазута, на более короткие легких молекулы легких низкокипящих продуктов.

Главными факторами, влияющими на протекание процесса крекинга, являются температура и продолжительность выдержки: чем выше температура и больше продолжительность выдержки, тем полнее идет процесс и больше выход продуктов крекинга. Большое влияние на ход и направление процесса крекинга оказывают катализаторы. При соответствующем подборе катализатора можно проводить реакцию при меньших температурах, обеспечивая получение необходимых продуктов и увеличение их выхода.

Исходя из вышеизложенного, различают две разновидности крекинга: термический и каталитический.

Термический крекинг ведут при повышенных температурах под высоким давлением (температура 450‑500 °С и давление 2‑7 МПа). Основной целью термического крекинга является получение светлого топлива из мазута или гудрона.

Термический крекинг осуществляется в трубчатых печах, в которых происходит расщепление тяжелых углеводородов.

Далее смесь продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья проходит через испаритель, в котором отделяется креаток, т.е. вещества, не поддающиеся крекингу. Легкие продукты поступают в ректификационную колонну для разделения и получения легких товарных фракций. При термическом крекинге, например мазута, примерный состав продуктов следующий: крекинг-бензина ‑ 30‑35 %, крекинг-газов ‑ 10‑15, крекинг-остатка ‑ 50‑55 %. Крекинг-бензины применяются как компоненты автомобильных бензинов, крекинг-газы используются как топливо или сырье для синтеза органических соединений; крекинг-остаток, представляющий собой смесь смолистых, асфальтеноновых веществ, применяется как котельное топливо или сырье дяля производства битумов.

Термический крекинг может быть двух видов: низкотемпературный (висбрекинг) и высокотемпературный (пиролиз).

Низкотемпературный к р е к и н г осуществляется при температуре 440‑500 °С и давлении 1,9‑3 МПа, при этом длительность процесса составляет 90‑200 с. Он используется в основном для получения котельного топлива из мазута и гудрона.

Высокотемпературный крекинг протекает при температуре 530‑600 °С и давлении 0,12‑0,6 МПа и длится 0,5‑3 с. Его основное назначение ‑ получение бензина и этилена. В качестве побочных продуктов образуются пропилен, ароматические углеводороды и их производные.

Каталитический крекинг ‑ переработка нефтепродуктов в присутствии катализатора. В последнее время этот метод находит все большее применение для получения светлых нефтепродуктов, в том числе бензинов. К его достоинствам относят:

Высокую скорость процесса, в 500‑4000 раз превышающую скорость термического крекинга, и как следствие, ‑ более мягкие условия процесса и меньшие энергозатраты;

Увеличение выхода товарных продуктов, в том числе бензинов, характеризующихся высоким октановым числом и большей стабильностью при храпении;

Возможность ведения процесса в нужном направлении и получение продуктов определенного состава;

большой выход газообразных углеводородов, являющихся сырьем для органического синтеза;

использование сырья с высоким содержанием серы вследствие гидрирования сернистых соединений и выделения их в газовую фазу с последующей утилизацией.

В качестве катализаторов на установках каталитического крекинга используются синтетические алюмосиликаты.

Продукты каталитического крекинга из реактора поступают в ректификационную колонну, где разделяются на газы, бензин, легкий и тяжелый каталитические газойли. Непрореагировавшее сырье из нижней части колонны возвращается в реактор.

Примерный выход продуктов при каталитическом крекинге следующий: крекинг-бензин ‑ 35 ‑ 40 % ; крекинг-газ ‑ 15 % легкий крекинг-газойль ‑ 35 ‑ 40 % , тяжелый крекинг-газойль ‑ 5‑8 % .

Бензин каталитического крекинга характеризуется хорошими эксплуатационными свойствами. Газы каталитического крекинга выгодно отличаются высоким содержанием изобутана и бутилена, используемых в производстве синтетических каучуков.

Разновидностью каталитического крекинга является риформинг, ход реакций в котором направлен главным образом на образование ароматических углеводородов и изомеров. В зависимости от катализатора различают следующие разновидности риформинга:

Платформинг (катализатор на основе платины);

Рениформинг (катализатор на основе рения).

На практике наибольшее распространение получил платформинг, представляющий собой каталитический процесс переработки бензино-лигроиновых фракций прямой перегонки, осуществляемый в присутствии водорода. Если платформинг проводится при 480 ‑ 510 °С и давлении от 15- 10 5 до 3 10 6 Па, то в результате образуются бензол, толуол и ксилол. При давлении 5 10 6 Па получаются бензины, отличающиеся наивысшей стабильностью и малым содержанием серы.

Наряду с жидкими продуктами при всех способах каталитическогориформинга образуются газы, содержащие водород, метан, пропан и бутан. Газы риформинга используют как сырье для органического и неорганического синтеза: метанола (этилового спирта), аммиака и других соединений. Выход газов каталитического риформинга составляет 5‑15 % массы сырья. Завершающей стадией нефтепереработки является очистка нефтепродуктов , которая осуществляется химическими и физико-химическими способами. К химическим методам очистки нефтепродуктов относятся очистка серной кислотой и с помощью водорода (гидроочистка,) к физико-химическим ‑ адсорбционные и абсорбционные способы очистки.

Сернокислотная очистка заключается в том, что продукт смешивают с небольшим количеством 90‑93 % Н 2 SО 4 при обычной температуре. В результате химических реакций получаются очищенный продукт и отходы, которые можно использовать для производства серной кислоты.

Гидроочистка заключается во взаимодействии водорода с очищаемым продуктом в присутствии алюмокобальтмолибденовых катализаторов при температуре 380‑420 °С и давлении от 35 10 5 до 4 10 6 Па и удалении сероводорода, аммиака и воды.

При адсорбционном методе очистки нефтепродукты обрабатывают отбеливающими глинами или силикагелем. В этом случае адсорбируются сернистые, кислородосодержащие соединения, смолы и легкоминерализующиеся углеводороды.

Абсорбционные методы очистки заключаются в избирательном (селективном) растворении вредных компонентов нефтепродуктов. В качестве селективных растворителей как правило используются жидкая двуокись серы, фурфурол, нитробензол, дихлорэтиловый эфир и др.

После очистки нефтепродукты не всегда остаются стабильными. В этих случаях к ним добавляются в очень небольших количествах антиокислители (ингибиторы), резко замедляющие реакции окисления смолистых веществ, входящих в состав нефтепродуктов. В качестве ингибиторов применяют фенолы, ароматические амины и другие соединения. Переработка нефти характеризуется высоким уровнем затрат на сырье (50-75 % себестоимости продуктов нефтепереработки)электрическую и тепловую энергию, а также на основные фонды. Уровень затрат в нефтепереработке существенно зависят от состава нефти, предопределяющего глубину ее переработки, технологической схемы переработки, степени подготовки сырья к переработке и т.д. Так, при переработке высокосернистой нефти дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты на ее перекачку и подготовку примерно в 1,5 выше, чем при переработке малосернистой нефти. В свою очередь высокопарафинистая вязкая нефть требует дополнительных затрат по ее депарафинизации, перекачке и хранению.

В настоящее время из сырой нефти можно получить различные виды топлива, нефтяные масла, парафины, битумы, керосины, растворители, сажу, смазки и другие нефтепродукты, полученные путем переработки сырья.

Добытое углеводородное сырье (нефть , попутный нефтяной газ и природный газ) на месторождении проходит долгий этап, прежде чем из этой смеси будут выделены важные и ценные компоненты, из которых впоследствии будут получены пригодные к использованию нефтепродукты.

Переработка нефти очень сложный технологический процесс, который начинается с транспортировки нефтепродуктов на нефтеперерабатывающие заводы. Здесь нефть проходит несколько этапов, прежде чем стать готовым к использованию продуктом:

1. подготовка нефти к первичной переработке
2. первичная переработка нефти (прямая перегонка)
3. вторичная переработка нефти
4. очистка нефтепродуктов

Подготовка нефти к первичной переработке

Добытая, но не переработанная нефть, содержит различные примеси, например, соль, воду, песок, глина, частицы грунта, попутный газ ПНГ. Срок эксплуатации месторождения увеличивает обводнение нефтяного пласта и, соответственно, содержание воды и других примесей в добываемой нефти. Наличие механических примесей и воды мешает транспортированию нефти по нефтепродуктопроводам для дальнейшей ее переработки, вызывает образование отложений в теплообменных аппаратах и других , усложняет процесс переработки нефти.

Вся добытая нефть проходит процесс комплексной очистки, сначала механической, затем тонкой очистки.

На данном этапе также происходит разделение добытого сырья на нефть и газ в нефти и газа.

Отстаивание в герметичных резервуарах на холоде или при подогреве способствует удалению большого количества воды и твердых частиц. Для получения высоких показателей работы установок по дальнейшей переработке нефти последнюю подвергают дополнительному обезвоживанию и обессоливанию на специальных электрообессоливающих установках.

Зачастую вода и нефть образуют труднорастворимую эмульсию, в которой мельчайшие капли одной жидкости распределены в другой во взвешенном состоянии.

Выделяются два вида эмульсий:

• гидрофильная эмульсия, т.е. нефть в воде
• гидрофобная эмульсия, т.е. вода в нефти

Существует несколько способов разрушения эмульсий:

• механический
• химический
• электрический

Механический метод в свою очередь делится на:

• отстаивание
• центрифугирование

Разность плотностей составляющих эмульсии позволяет легко расслаивать воду и нефть методом отстаивания при нагреве жидкости до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 часов. При этом не допускается испарение воды.

Эмульсия также может разделяться под действием центробежных сил в центрифугах при достижении 3500-50000 оборотов в минуту.

При химическом методе эмульсия разрушается путем применения деэмульгаторов, т.е. поверхностно-активных веществ. Деэмульгаторы имеют большую активность по сравнению с действующим эмульгатором, образуют эмульсию противоположного типа, растворяют адсорбционную пленку. Данный способ применяется вместе с электрическим.

В установках электродегидратора при электрическом воздействии на нефтяную эмульсию частицы воды объединяются, и происходит более быстрое расслоение с нефтью.

Первичная переработка нефти

Добытая нефть есть смесь нафтеновых, парафиновых, ароматических углеводов, которые имеют разный молекулярный вес и температуру кипения, и сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Первичная переработка нефти заключается в разделении подготовленной нефти и газов на фракции и группы углеводородов. При перегонке получают большой ассортимент нефтепродуктов и полупродуктов.

Суть процесса основана на принципе разности температур кипения компонентов добытой нефти. В результате сырье разлагается на фракции - до мазута (светлые нефтепродукты) и до гудрона (масла).

Первичная перегонка нефти может осуществляться с:

• однократным испарением
• многократным испарением
• постепенным испарением

При однократном испарении нефть нагревается в подогревателе до заданной температуры. По мере нагрева образуются пары. При достижении заданной температуры парожидкостная смесь поступает в испаритель (цилиндр, в котором пар отделяется от жидкой фазы).

Процесс многократного испарения представляет собой последовательность однократных испарений при постепенном повышении температуры нагрева.

Перегонка постепенным испарением представляет собой малое изменение состояния нефти при каждом однократном испарении.

Основные аппараты, в которых проходит перегонка нефти, или дистилляция, - это трубчатые печи, ректификационные колонны и теплообменные аппараты.

В зависимости от типа перегонки трубчатые печи делятся на атмосферные печи АТ, вакуумные печи ВТ и атмосферно-вакуумные трубчатые печи АВТ. В установках АТ осуществляют неглубокую переработку и получают бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. В установках ВТ производят углубленную переработку сырья и получают газойлевые и масляные фракции, гудрон, которые в последствии используются для производства смазочных масел, кокса, битума и др. В печах АВТ комбинируются два способа перегонки нефти.

Процесс переработки нефти принципом испарения происходит в ректификационных колоннах . Там исходная нефть с помощью насоса поступает в теплообменник, нагревается, затем поступает в трубчатую печь (огневой подогреватель), где нагревается до заданной температуры. Далее нефть в виде парожидкостной смеси входит в испарительную часть ректификационной колонны. Здесь происходит деление паровой фазы и жидкой фазы: пар поднимается вверх по колонне, жидкость стекает вниз.

Вышеперечисленные способы переработки нефти не могут быть использованы для выделения из нефтяных фракций индивидуальных углеводородов высокой чистоты, которые впоследствии станут сырьем для нефтехимической промышленности при получения бензола, толуола, ксилола и др. Для получения углеводородов высокой чистоты в установки перегонки нефти вводят дополнительное вещество для увеличения разности в летучести разделяемых углеводородов.

Полученные компоненты после первичной переработки нефти обычно не используются в качестве готового продукта. На этапе первичной перегонки определяются свойства и характеристики нефти, от которых зависит выбор дальнейшего процесса переработки для получения конечного продукта.

В результате первичной обработки нефти получают следующие основные нефтепродукты:

• углеводородный газ (пропан, бутан)
• бензиновая фракция (температура кипения до 200 градусов)
• керосин (температура кипения 220-275 градусов)
• газойль или дизельное топливо (температура кипения 200-400 градусов)
• смазочные масла (температура кипения выше 300 градусов)остаток (мазут)

Вторичная переработка нефти

В зависимости от физико-химический свойств нефти и от потребности в конечном продукте происходит выбор дальнейшего способа деструктивной переработки сырья. Вторичная переработка нефти заключается в термическом и каталитическом воздействии на нефтепродукты, полученные методом прямой перегонки. Воздействие на сырье, то есть содержащиеся в нефти углеводороды, меняют их природу.

Выделяются варианты переработки нефти:

• топливный
• топливно-масляный
• нефтехимический

Топливный способ переработки применяется для получения высококачественных автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив, топлив для реактивных двигателей, котельных топлив. При данном методе используется меньшее количество технологических установок. Топливный метод представляет собой процессы, в результате которых из тяжелых нефтяных фракций и остатка получают моторные топлива. К данному виду переработки относят каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг, гидроочистка и другие термические процессы.

При топливно-масляной переработке наряду с топливами получают смазочные масла и асфальт. К данному виду относятся процессы экстракции и деасфальтизации.

Наибольшее разнообразие нефтепродуктов получается в результате нефтехимической переработки . В связи с этим используется большое число технологических установок. В результате нефтехимической обработки сырья вырабатываются не только топлива и масла, но и азотные удобрения, синтетический каучук, пластмассы, синтетические волокна, моющие средства, жирные кислоты, фенол, ацетон, спирт, эфиры и другие химикалии.

Каталитический крекинг

При каталитическом крекинге используется катализатор для ускорения химических процессов, но в то же время без изменения сути этих химических реакций. Суть крекинг-процесса, т.е. реакции расщепления, заключается в прогоне нагретых до парообразного состояния нефтей через катализатор.

Риформинг

Процесс риформинга применяется в основном для производства высокооктанового бензина. Данной переработке могут подвергаться только парафиновые фракции, кипящие в пределах 95-205°С.

Виды риформинга:

• термический риформинг
• каталитический риформинг

При термическом риформинге фракции первичной переработки нефти подвергаются воздействию только высокой температуры.

При каталитическом риформинге воздействие на исходные фракции происходит как температурой, так и с помощью катализаторов.

Гидрокрекинг и гидроочистка

Данный метод переработки заключается в получении бензиновых фракций, реактивного и дизельного топлива, смазочных масел и сжиженных газов за счет воздействия водорода на высококипящие нефтяные фракции под воздействием катализатора. В результате гидрокрекинга исходные нефтяные фракции проходят также гидроочистку.

Гидроочистка заключается в удалении серы и других примесей из сырья. Обычно установки гидроочистки совмещают с установками каталитического риформинга, так как в результате последнего выделяется большое количество водорода. В результате очистки качество нефтепродуктов повышается, уменьшается коррозия оборудования.

Экстракция и деасфальтизация

Процесс экстракции заключается в разделения смеси твердых или жидких веществ при помощи растворителей. В используемом растворителе хорошо растворяются извлекаемые компоненты. Далее проводится депарафинизация для снижения температуры застывания масла. Получение конечного продукта заканчивается гидроочисткой. Данный метод переработки применяется для получения дистдизельного топлива и извлечении ароматических углеводородов.

В результате деасфальтизации из остаточных продуктов дестиляции нефти получаются смолисто-асфальтеновые вещества. В последствии деасфальтизат используется для производства битума, применяется в качестве сырья для каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Коксование

Для получения нефтяного кокса и газойлевых фракций из тяжелых фракций перегонки нефти, остатков деасфальтизации, термического и каталитического крекинга, пиролиза бензинов используют процесс коксования. Данный вид переработки нефтепродуктов заключается в последовательном протекании реакций крекинга, дегидрирования (выделение водорода из сырья), циклизации (образование циклической структуры), ароматизации (увеличение ароматических углеводородов в нефти), поликонденсации (выделение побочных продуктов, таких как, вода, спирт) и уплотнения для образования сплошного "коксового пирога". Летучие продукты, выделяющиеся в процессе коксования, подвергают процессу ректификации, чтобы получить целевые фракции и их стабилизировать.

Изомеризация

Процесс изомеризации заключается в превращении из исходного сырья его изомеров. Подобные превращения приводят к получении бензинов с высоким октановым числом.

Алкинирование

Путем введения в соединения алкиновых групп получают высокооктановые бензины из углеводородных газов.

Следует отметить, что в процессе переработки нефти и для получения конечного продукта используется весь комплекс нефтегазовых и нефтехимических технологий. Сложность и разнообразие готовых продуктов, которые можно получить из добытого сырья, определяют и разнообразность нефтеперерабатывающих процессов.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

по дисциплине

Перегонка нефти. Применение испаряющих агентов

Технология природных энергоносителей и углеродных материалов

Иркутск 2017 г.

Введение

1. Фракционный состав нефти

2. Основные нефтяные фракции

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Нефть представляет собой сложную смесь жидких органических веществ, в которых растворены различные твердые углеводороды и смолистые вещества. Кроме того, часто в ней растворены и сопутствующие нефти газообразные углеводороды. Разделение сложных смесей на более простые или в пределе - на индивидуальные компоненты называется фракционированием. Методы разделения базируются на различии физических, поверхностных и химических свойств разделяемых компонентов. При исследовании и переработке нефти и газа используются следующие методы разделения: физическая стабилизация (дегазация), перегонка и ректификация, перегонка под вакуумом, азеотропная перегонка, молекулярная перегонка, адсорбция, хроматография, применение молекулярных сит, экстракция, кристаллизация из растворов, обработка как химическими реагентами, так и карбамидом (с целью выделения парафинов нормального строения). Всеми этими методами возможно получить различные фракции, по составу и свойствам резко отличающиеся от исходного продукта. Часто эти методы комбинируют. Так, например, абсорбция и экстракция при разделении смолистых веществ или экстракция и перегонка в процессе экстрактивной перегонки. При детальном исследовании химического состава нефти практически используются все перечисленные выше методы.

Наиболее распространенные методы и положены в основу заводской переработки нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре компоненты нефти отгоняются в порядке возрастания их температур кипения.

Для всех индивидуальных веществ температура кипения при данном давлении является физической константой. Так как нефть представляет собой смесь большого числа органических веществ, обладающих различным давлением насыщенных паров, то говорить о температуре кипения нефти нельзя.

В условиях лабораторной перегонки нефти или нефтепродуктов при постепенно повышающейся температуре отдельные компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения, или то же самое, в порядке уменьшения давления их насыщенных паров. Следовательно, нефть и ее продукты характеризуются не температурами кипения, а температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки и судят о фракционном составе.

1. Фракционный состав нефти

нефть испарение перегонка агент

Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения.

При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта), их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам перегонки так называемую кривую истинной температуры кипения в координатах температура -- выход фракций в % мас., (или % об.).

Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу и, следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторного топлива и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 10-30 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 % и 40-65% керосиногазойлевых фракций, перегоняющихся до 350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, Самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а газоконденсаты большинства месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (например, нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом).

Углеводный состав нефти -- является наиболее важным показателем их качества, определяющим выбор метода переработки, ассортимент и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктов. В исходных нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводов, кроме алкенов: алканы, цикланы, арены, а также гетероатомные соединения. Алканы (СnН2n+2) -- парафиновые углеводы -- составляют значительную часть групповых компонентов нефтей, газоконденсатов и природных газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25-75 % маc. и только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40-50 %. С повышением молярной фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60-70 % состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5-20 % маc. Из алканов в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные, при этом доля изоалканов с четвертичным углеродным атомом меньше, а этил- и пропилзамещенные изоалканы практически отсутствуют. С увеличением числа атомов углерода в молекуле алканов свыше 8 относительное содержание монозамещенных снижается. В газойлевых фракциях (200-350 °С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди алканов в них преобладают монометилзамещенные и изопреноидные (с чередованием боковых метильных групп через три углеродных атома в основе углеродной цепи) структуры. В среднем содержание алканов изопреноидного строения составляет около 10-11 %.

Циклоалканы (ц. СnН2n) -- нафтеновые углеводы -- входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80 % мас. Бензиновые и керосиновые фракции представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно с короткими (C1 -- С3) алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические гомологи цикланов с 2-4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает. Можно отметить следующее распределение изомеров цикланов: среди С7 -- циклопентанов преобладают 1,2 -- и 1,3-диметилзамещенные; С8 -- циклопентаны представлены преимущественно триметилзамещенными; среди алкилциклогексанов преобладает доля ди- и триметилзамещенные, не содержащие четвертичного атома углерода.

Цикланы являются наиболее высококачественной составной частью моторного топлива и смазочных масел. Моноциклические цикланы придают моторному топливу высокие эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах каталитического реформинга. В составе смазочных масел они обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т. е. высокий индекс). При одинаковом числе углеродных атомов цикланы по сравнению с алканами характеризуются большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания.

Арены (ароматические углеводороды) с эмпирической формулой СnНn+2-2Ка (где Ка -- число ареновых колец) -- содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15-50 %), чем алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях. Распределение их по фракциям различно и зависит от степени ароматизированности нефти, выражающейся в ее плотность. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракции, как правило, снижается. Нефти средней плотности цикланового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов по фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. Установлена следующая закономерность распределения изомеров аренов в бензиновых фракциях: из C8-аренов больше 1,3-диметилзамещенных, чем этилбензолов; С9-аренов преобладают 1,2,4-триметилзамещенные. Арены являются ценными компонентами в автобензине (с высокими октановым числом), но нежелательными в реактивном топливе и дизельном топливе. Моноциклические арены с длинными боковыми алкильными цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства.

2. Основные нефтяные фракции

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Сначала из нее удаляют растворенные газообразные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

Основные фракции нефти следующие:

* Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40-70 °С), бензин

(tкип = 70-120 °С) - авиационный, автомобильный и т.д.

* Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250 °С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.

* Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

* Газойлевая фракция (tкип > 275 °С), по-другому называется дизельным топливом.

* Остаток после перегонки нефти - мазут - содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла (автотракторные, авиационные, индустриальные и др.), вазелин (технический вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических средств и в медицине). Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки летучих компонентов из мазута остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого топлива в котельных установках.

3. Метод однократного и постепенного испарения

Разделение нефти на составные части (фракции) по их температурам кипения в целях получения товарных нефтепродуктов или их компонентов. Перегонка нефти-- начальный процесс переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах, основанный на том, что при нагреве нефти образуется паровая фаза, отличающаяся по составу от жидкости. Фракции, получаемые в результате перегонки нефти, обычно представляют собой смеси углеводородов. С помощью методов многократной перегонки нефтяных фракций удаётся выделить некоторые индивидуальные углеводороды. Перегонка нефти осуществляется методами однократного испарения (равновесная дистилляция) или постепенного испарения (простая перегонка, или фракционная дистилляция); с ректификацией и без неё; в присутствии перегретого водяного пара --испаряющего агента; при атмосферном давлении и под вакуумом. При равновесной дистилляции разделение нефти на фракции происходит менее четко по сравнению с простой перегонкой. Однако в первом случае при одной и той же температуре нагрева в парообразное состояние переходит большая часть нефти. В лабораторной практике в основном применяется простая перегонка нефти с ректификацией паровой фазы на установках периодического действия. В промышленности используется перегонка нефти с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз. Такое сочетание позволяет проводить перегонку нефти на установках непрерывного действия и добиваться высокой чёткости разделения нефти на фракции, экономного расходования топлива на её нагрев. Применение водяного пара приводит к снижению температурного режима, увеличению отбора нефтяных фракций и повышению концентрации высококипящих компонентов в остатке. На промышленных установках перегонка нефти вначале проводится при атмосферном давлении, а затем под вакуумом. При атмосферной перегонке нефть нагревается не выше 370 °С, так как при более высокой температуре начинается расщепление углеводородов -- крекинг, а это нежелательно из-за того, что образующиеся непредельные углеводороды резко снижают качество и выход целевых продуктов.

В результате атмосферной перегонка нефти отгоняются фракции, выкипающие примерно от 30 до 350--360 °С, и в остатке остаётся мазут. Из нефтяных фракций, выкипающих до 360 °С, получаются различные виды топлив (бензины, топлива для реактивных и дизельных двигателей), сырьё для нефтехимического синтеза (бензол, этилбензол, ксилолы, этилен, пропилен, бутадиен), растворители и др. Дальнейшая перегонка мазута проводится под вакуумом (остаточное давление 5,3--8 кн/м2, или 40--60 мм рт. ст.), чтобы свести к минимуму крекинг углеводородов. В СССР на ряде нефтеперерабатывающих заводов производительность установок атмосферно-вакуумной переработки нефти доводилась до 8 млн. т нефти в год.

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

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

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

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением.

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

4. Перегонка нефти с использованием испаряющего агента

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

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

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

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

Влияние водяного пара заключается в следующем:

Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

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

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

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

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

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

Итак, водяной пар уменьшает парциальное давление паров углеводородов, облегчает их испарение и понижает в колонне температуру, но, кроме того, он создает необходимые для ректификации условия (градиент давлений углеводородных паров) и выполняет роль двигателя.

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

Увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию;

Повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра колонны;

Увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

Обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;

Усиление коррозии аппаратуры в присутствии сероводорода и хлористого водорода и образование больших количеств сточных вод;

Тепло его конденсации не используется.

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 или в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции. Однако чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки; но чем он легче, тем больше он теряется в процессе перегонки, поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуют применять керосино-газойлевую фракцию.

Заключение

Нефть, нефтяные фракции и нефтепродукты представляют собой, как правило, смеси очень большого числа близко кипящих компонентов. Число компонентов в бензиновых фракциях может достигать 500, а в масляных фракциях еще больше. Как правило, их разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Нефтяные фракции, в отличие от индивидуальных соединений, не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуры начала и конца кипения (Тнк и Ткк). Тнк и Ткк зависят от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродукта показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель является важнейшей характеристикой нефтяных смесей и имеет большое практическое значение.

Полные данные о характеристике состава нефти и нефтепродуктов позволяют решать главные вопросы переработки: проводить сортировку нефти и нефтепродуктов на базах смешения, определять варианты переработки нефти (топливный, топливно-масляный, или нефтехимический), выбирать схемы переработки, определять глубину отбора масляных фракций от потенциала (отношение массы фракций, выделенных на установке, к их массе, содержащейся в нефти), выход отдельных фракций. Знание фракционного состава нефтепродукта позволяет рассчитать их важнейшие эксплуатационные характеристики. Вследствие особенностей химического состава нефтей разных месторождений, физико-химические характеристики идентичных по температуре кипения фракций будут неодинаковы. Каждая нефть имеет свою характерную кривую разгонки, обусловленную специфическим распределением в ней отдельных компонентов (углеводородных и неуглеводородных соединений) как по содержанию, так и по температуре кипения.

Изменения физико-химических характеристик взаимно коррелируют. На этом основаны многие методы определения характеристик и состава нефти и нефтепродуктов, и в настоящее время накоплен значительный объем информации о корреляционных взаимосвязях. Однако большинство из них нашли ограниченное применение из-за громоздкости и неприспособленности для использования в информационных технологиях.

Список использованных источников

1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа.- М.: Химия, 2001

2. Гуревич И.Л. - Технология переработки нефти и газа Ч. 1. - М.: Химия, 1972.-111 c.

3. М.В. Стародуб, Ю.П. Ясьян, П.А. Пуртов, Ю.В. Аристович - Технология нефти. Подготовка нефти у переработке, Краснодар: Изд.дом ЮГ, 2011.

4. Подвинцев И.Б. Нефтепереработка. Практический вводный курс: Учебное пособие/ И.Б. Подвинцев - Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2011.-31 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Первичная и вторичная перегонка нефти. Особенности перегонки с постепенным и многократным испарением. Принцип работы дефлегматора. Перегонка в присутствии испаряющего агента, который вводят в низ колонны для создания требуемого парового орошения фракций.

презентация , добавлен 26.06.2014


Упоминания о нефти в трудах древних историков и географов. Нефть в XX веке как основное сырьё для производства топлива и множества органических соединений. Технологические процессы перегонки нефти: термический, каталитический крекинг, риформинг.

реферат , добавлен 15.10.2009


Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.

контрольная работа , добавлен 02.05.2011


Ректификация нефтяных смесей. Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов. Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена. Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики.

дипломная работа , добавлен 20.10.2012


Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.

презентация , добавлен 26.06.2014


Описание процесса переработки нефти: атмосферная перегонка, вакуумная дистиляция, каталитический риформинг, изомеризация. Эффективный фонд времени и годовой производительности оборудования. Определение выхода продукта по технологическим установкам.

курсовая работа , добавлен 22.01.2015


Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.

курсовая работа , добавлен 14.06.2011


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

лабораторная работа , добавлен 14.11.2010


Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.

курсовая работа , добавлен 20.05.2015


Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.