Нефтепереработка – многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов. Переработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделением нефти на фракции.
Различают первичные и вторичные процессы переработки нефти. К первичным процессам относится прямая (атмосферно-вакуумная) перегонка нефти, в процессе которой углеводороды нефти не подвергаются химическим превращениям. В результате вторичных процессов (крекинг, риформинг) происходит изменение структуры углеводородов в процессе химических реакций.
Первичная переработка нефти. Прямая перегонка, или разделение нефти на фракции, основана на разной температуре кипения углеводородов разной молекулярной массы и осуществляется при нормальном атмосферном давлении и температуре до 350 °С.
Перегонка нефти производится на атмосферных или атмосферно-вакуумных установках, состоящих из трубчатой печи, ректификационной колонны, теплообменников и другой аппаратуры.
Вторичная переработка нефти. Прямогонные продукты не удовлетворяют требованиям современной техники и поэтому подвергаются дальнейшей переработке. Прямогонные бензины содержат сернистые соединения, ухудшающие экологические показатели топлив, вызывающие коррозию двигателя, отравляющие катализаторы, поэтому их подвергают гидроочистке.
Гидроочистка – это термокаталитический процесс, обеспечивающий гидрирование сероорганических соединений нефти до сероводорода, который затем улавливается и отделяется. Крекинг – расщепление тяжелых углеводородов для получения дополнительного количества бензинов и дизельных топлив. Различают следующие виды крекинга:
- термический – производится при 500 - 750 °С и давлении 4 – 6 МПа, выход бензина при этом достигает 60 – 70 %.
- каталитический – производится с использованием катализаторов.
Риформинг каталитический – процесс получения высокооктановых компонентов бензинов из бензиновых и лигроиновых фракций нефти.
Алкилирование – введение в молекулы углеводородов соединений алкила. Применяется для получения высокооктановых компонентов бензина.
Классификация и показатели качества нефти.
Существует несколько классификаций нефти. В соответствии с ГОСТ Р нефть классифицируется по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов на классы, типы, группы, виды. Признаки классификации нефти одновременно являются показателями, по которым осуществляется приемка нефти по качеству.
В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1 – 4:
1 класс – малосернистая;
2 класс – сернистая;
3 класс – высокосернистая;
4 класс – особо высокосернистая.
По плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов:
0 тип – особо легкая;
1 тип – легкая;
2 тип – средняя;
3 тип – тяжелая;
4 тип – битуминозная.
По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1 – 3 по таким показателям, как содержание воды, концентрация хлористых солей, давление насыщенных паров, массовая доля механических примесей.
По массовой доле сероводородов и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида.
Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э».
Технологическая классификация нефти действует в России с 1967 г. и определяет использование ее как сырья для тех или иных нефтепродуктов. По технологической классификации нефти подразделяют на:
Классы (1 – 3) – по содержанию серы;
Типы (Т1 – Т3) – по выходу светлых фракций, перегоняемых до 350 °С;
Группы (М1 – М4) – по потенциальному содержанию базовых масел;
Подгруппы (И1 – И2) – по индексу вязкости базовых масел;
Виды (П1 – П2) по содержанию парафинов в нефти.
Химическая классификация подразделяет нефти различных месторождений по их углеводородному составу на шесть групп:
Парафиновые
Нафтеновые
Ароматические
Парафино-нафтеновые
Парафино-нафтено-ароматические
Нафтено-ароматические
Нефтепродукты. Виды и характеристика моторных бензинов
Ассортимент нефтеперерабатывающей промышленности насчитывает более 500 наименований газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов в зависимости от их назначения. Нефтепродукты по назначению классифицируются на следующие группы: топлива, нефтяные масла, парафины и церезины, ароматические углеводороды, нефтяные битумы, нефтяной кокс и прочие нефтепродукты.
Топливом - горючие вещества для получения при их сжигании тепловой энергии. Практическая ценность топлива определяется количеством теплоты, выделяющейся при его полном сгорании.
Моторные бензины.
Моторные бензины предназначены для поршневых авиационных и автомобильных двигателей внутреннего сгорания с принудительным воспламенением.
Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять следующим требованиям:
Иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь при любых температурах;
Иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, бездетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя; не изменять своего состава и свойств при длительном хранении;
Не оказывать вредного влияния на детали топливной системы и окружающую среду.
Автомобильные бензины используются в бензиновых двигателях внутреннего сгорания. Основные показатели качества бензинов – фракционный состав и октановое число. Фракционный состав характеризуется температурой начала кипения, температурами испарения. Октановое число является основным показателем качества бензина, характеризующим его детонационную стойкость. Детонацией - сгорание топливной смеси в цилиндре двигателя. Если марка бензина содержит буквенный индекс «И», то это значит, что октановое число данного бензина определяют исследовательским методом; если только букву «А» – моторным.
Авиационные бензины. Авиационные бензины предназначены для применения в поршневых авиационных двигателях.
Реактивные топлива предназначены для использования в современных самолетах с воздушно-реактивными двигателями.
Дизельное топливо предназначено для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники
I Введение 2
II Основные нефтегазоносные провинции России 3
1. Западно-Сибирская 3
2. Волго-Уральская 4
3. Тимано-Печерская 4
4. Нефтяной комплекс России 5
5. Транспортировка нефти трубопроводами 6
III Происхождение нефти 8
1. Современный взгляд 8
2. Другие теории образования нефти 8
IV . Состав нефти 11
1. Состав нефти и химические свойства 11
2. Физические свойства 13
V . Методы и способы переработки нефти 15
1. Подготовка нефти к переработка. 15
2. Сортировка и смешивание нефти 16
3. Выбор направления переработки нефти 17
4. Принципы первичной переработки нефти 18
5. Перегонка нефти 18
6. Устройство и действие ректификационной колонны 20
7. Устройство ректификационных тарелок 23
8. Крекинг нефти 23
9. Термический крекинг 24
10. Каталитический крекинг 25
11. Риформинг 26
VI . Использование продуктов переработки нефти 28
VII . Заключение 30
VIII . Список литературы 30
Приложения
I . Введение.
Бурный научно-технический прогресс и высокие темпы развития различных отраслей науки и мирового хозяйства в XIX – XX вв. привели к резкому увеличению потребления различных полезных ископаемых, особое место среди которых заняла нефть.
Считают, что современный термин “нефть” произошел от слова “нафата”, что на языке народов Малой Азии означает просачиваться.
Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры. Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали асфальт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав “греческого огня”. В средние века нефть использовалась для освещения в ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии. В начале XIX века в России, а в середине XIX века в Америке из нефти путем возгонки был получен керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового двигателя привело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности.
Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Сегодня она имеет несколько значений для народного хозяйства страны:
· сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;
· источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);
· сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
Нефть – наше национальное богатство, источник могущества России, фундамент ее экономики.
II . Основные нефтегазоносные провинции в Российской Федерации.
Россия занимает промежуточное положение между полюсами “сверх потребителя” – США и “сверх добытчика” – Саудовской Аравии. В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 2 место в мире. По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии. В 2002 году добыто углеводородов: нефти – 379,6 млн.тонн, природного газа – 594 млрд.м 3 .
На территории Российской Федерации находятся три крупные нефтегазоносные провинции: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.
1. Западно-Сибирская провинция.
Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км 2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.
Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Основной ее объем извлекается насосным способом, на долю фонтанной добычи приходится не более 10%. Из этого следует, что основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Этот вывод подтверждается и данными по стране в целом.
В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. В Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по России. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.
Для нефтяной промышленности Тюменской области характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415,1 млн. т, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. т, то есть на 13.7%, причем тенденция падения добычи сохраняется и сейчас.
Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, это – ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, СИДАНКО, ТНК.
2. Волго-Уральская провинция.
Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.
Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).
Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.
3. Тимано-Печерская провинция.
Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-грубешорское, Ярегское, Нижне-Омринское, Возейское и другие. Тимано-Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. тонн нефти.
Почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями по составу нефти и поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальный состав нефти для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы – разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (объем переработки в 2002 году составил – 184 млн. тонн), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, которая ранее транспортировалась на заводы соседних республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.
4. Нефтяной комплекс России .
Следует учитывать, что в Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются. Так, например, по геологическим условиям средний дебит одной новой скважины в Тюменской области упал с 138 т в 1975 г. до 10-12т в 1994 г., т.е. более чем в 10 раз. Значительно возросли затраты финансовых и материально-технических ресурсов на создание 1 т новой мощности.
Лекция № 17
Тема: Нефть и ее переработка
Нефть – жидкое горючее ископаемое. Название получила от персидского слова «нафта» – вытекающая, просачивающаяся. Это маслянистая жидкость, с характерным запахом, от светло-бурого до черного цвета, сложного по составу (входят предельные УВ(парафины), нафтены, ароматические УВ, смолы и асфальтены). По составу нефть различная в зависимости от месторождений. Плотность нефти 0,82-0,95 г/см 3 . Элементный состав: С 84-87%, Н 12-14%, S 0,1-5%, О и N (в сумме) до 1%.
Мировые разведанные запасы нефти оцениваются ≈ 95 млрд. т.
Наиболее крупные месторождения:
за рубежом : в Саудовской Аравии, Кувейте, Ираке, Иране, Алжире, Ливии и США.
В России : Самотлорское месторождение, Усть-Балыкское, Сургутское, в западной Сибири, Арланское, Башкирское, Усинское.
* История развития переработки нефти см. Соколов Р.С. Химическая технология. Том 2,С. 119 – 121.
Методы добычи нефти:
1. Фонтанный;
2. Компрессорный;
3. Глубинно-насосный.
Зависят от условий залегания и давления в нефтеносном пласте.
Для добычи нефти бурят скважины диаметром 15-25 см до нефтеносного пласта, глубиной порядка 5000 м.При бурении в скважины опускают колонны, состоящие из свинченных друг с другом стальных труб.
Переработка нефти
Нефть как топливо непосредственно почти не применяется, а перерабатывается в товарные нефтепродукты.
1. Первичная переработка нефти:
(физические процессы)
- очистка : обезвоживание, обессоливание, отгонка летучих УВ (газовый конденсат);
- перегонка : термическое разделение нефти на фракции, основанное на разности t кип. УВ, имеющих разную молекулярную массу.
Фракционная перегонка нефти осуществляют в атмосферных трубчатых установках, которые состоят из трубчатой печи и ректификационной колонны. В трубчатой печи нефть нагревается за счет теплоты выделяющегося при сжигании природного газа до высокой температуры (350 – 400 ̊С), при которой еще не идет разложение УВ(крекинга). В ректификационной колонне смесь паров УВ разделяется при атмосферном давлении на отдельные фракции.
Схема установки для перегонки нефти
Ректификационная колонна вертикальный стальной цилиндр диаметром 4-5 м, h=35-45 м, снаружи изолированный асбестом.
Внутри колонны имеется примерно 40 стальных горизонтальных перегородок – тарелок с патрубками, которые сверху прикрыты колпачками имеющие зубчатые нижние края, через эти патрубки и колпачки проходят пары нефти, которые поднимаются по колонне снизу в вверх. По сливному стакану жидкость (флегма) стекает на ниже расположенной тарелки. Пары УВ поднимаются вверх, не испарившаяся часть нефти стекает вниз, перетекая с одной тарелки на другую, разделяясь на фракции.
Обязательными условиями для проведения ректификации является:
1. Непрерывная подача в колонну холодной флегмы – орошение ; часть конденсата летучих УВ (например, бензина) возвращается обратно на верхнюю тарелку колонны.
2. Установление хорошего контакта на каждой тарелке между стекающей вниз более холодной флегмы и поднимающимися вверх горячими парами.
Пары в виде пузырьков, выходящих между зубами колпачков пробулькивают через слой флегмы, благодаря чему пары нагреваемой флегмы испаряя из нее летучие УВ, а не летучие УВ паров в следствие охлаждения конденсируются и стекают на тарелку, т.е. на каждой тарелке идет обмен теплом между парами и конденсатом.
Состав и выход продукта прямой гонки зависит от типа процесса и состава нефти. Часто используют двухступенчатую перегонку нефти, когда первая ректификационная колонна работает при атмосферном давлении, а ее тяжелая фракция разделяется во второй ректификационной колонна в вакууме, так как при пониженном давлении снижается t кип. веществ.
Производительность 4000-9000 т/сут. считая на нефть. Выход бензина при прямой перегонки нефти составляет 10-15 % от веса нефти, следовательно, это количество не может покрыть огромные потребности в нем авиации и автотранспорта.Потому нефтепродукты прямой гонки (мазут, газойль, соляровое масло) подвергаются вторичной переработке: крекингу и риформингу (химические процессы).
Крекинг нефтепродуктов
Крекинг – расщепление УВ с длинной цепью и образование УВ с меньшим числом атомов. Разработан Шуховым 1890 г.
Крекинг бывает: термический и каталитический.
Химизм крекинга
Крекинг – это сложный химический процесс, так как сырьем является смесь различных УВ. Наименее устойчивыми к нагреванию являются парафины, наиболее устойчивыми – нафтены и ароматические УВ.
При температуре 450-550̊С идет распад молекулы парафина с разрывом связи по середине цепи с образованием предельного УВ и непредельного:
С 16 H 34 → C 8 H 18 +C 8 H 16
С 8 H 18 → C 4 H 10 +C 4 H 8
У низших парафинов наблюдается дегидрирование:
С 4 H 10 → C 4 H 8 +H 2
Превращение нафтенов протекает следующим образом:
1. Разрыв боковых цепей (как у парафинов);
2. Дегидрирование шестичленных нафтенов с образованием ароматических УВ:
У ароматических УВ преобладают реакции конденсации, что приводит к образованию УВ с большим числом бензольных колец, а также разрыв боковых цепей у гомологов бензола.
Превращение олефинов:
1. Полимеризация с образованием олефинов >Mm и разветвленной углеродной цепью.
2. Реакции распада с образованием диенового УВ и парафина:
или: С 8 H 1 6 →2С 4 H 8
3. Конденсация с диеновыми УВ:
Таким образом, при крекинге:
1). В результате распада УВ образуются вещества с меньшей молекулярной массой и низкой t кип. , и наряду с бензиновой фракцией получается газ крекинга.
2). В результате реакций конденсации образуются вещества с большей, чем у исходных УВ, молекулярной массы – входящие в состав неперегоняющегося остатка (крекинг – остаток) и кокса.
Каталитический крекинг
Катализатор – алюмосиликат -ускоряет крекинг, что позволяет провести его в более мягких условиях (при 450-500° С и давлении 1,5-2 ат).
Сырьем являются широкая фракция с т. кип. 350-500° С, получаемая перегонкой в вакууме мазута, и газойль-соляровая фракция из установок термического крекинга и коксования. Сырье полностью испаряется, и пары его подвергаются крекингу на поверхности катализатора - искусственно полученного алюмосиликата (в виде мелких шариков или пыли) или цеолита.
Под влиянием катализатора наряду с рассмотренными выше реакциями распада, полимеризации и конденсации углеводородов интенсивно протекают также процессы, не наблюдающиеся при термическом крекинге: изомеризация олефинов, приводящая к разветвлению углеродной цепи; перераспределениеводорода (отщепление его от соединений, вступающих в реакции конденсации с постепенным образованием кокса, отлагающегося на поверхности катализатора, неприсоединение отщепляющегося водорода к непредельным углеводородам). Поэтому бензин каталитического крекинга почти не содержит непредельных углеводородов; содержание в немароматических углеводородов, нафтенов и изопарафинов выше, чем в бензине термического крекинга. Этот бензин вне независимости от состава сырья имеет октановое число 77-80 без добавки этиловой жидкости; выход его составляет 30-35%; кроме того, из паров выделяется 25-30% газойля, который по составу значительно отличается от исходного газойля, вследствие чего не может быть использован для каталитического крекинга и вводится в дизельное топливо. Образуется также тяжелая фракция (13-20%), которую вводят в котельное топливо; количество газа крекинга (12-20%) и кокса (8%) значительно больше, чем при термическом крекинге.
Катализатор вследствие отложения на нем кокса быстро (через 5-10 мин) теряет свою активность. По предложению Н. Д. Зелинского восстановление его активности можно достичь выжиганием кокса - пропусканием через него воздуха при 550-600° С. Это потребовало разработки способа, в основу которого был положен новый принцип - использование движущегося катализатора. Катализатор движется некоторое время вместе с парами нефтепродукта в реакторе, а затем отделяется и направляется для регенерации в другой аппарат – регенератор, откуда снова непрерывно поступает на смещение с нефтепродуктом.
Одной из разновидностей этого способа является крекинг в «кипящем» слое катализатора, при котором катализатор применяется в виде пыли, а в последнее время также и в виде мельчайших (диаметром 0,05 мм) шариков. Сырье, нагретое в теплообменнике и в трубчатой печи до 350° С, смешивается с непрерывно поступающим из стояка регенерированным катализатором, температура которого около 600°С, и испаряется. Таким образом, нагревание совершается также посредством катализатора - он является теплоносителем. Пары сырья выносят катализатор в реактор 5 через решетку с большим числом мелких отверстий. В реакторе создается кипящий слой катализатора и поддерживается температура 470-500° С и давление 1,6 ат. Пары продуктов крекинга отделяются от катализатора в циклоне поступаютв ректификационную колонну, орошаемую бензином и тяжелой флегмой, собирающейся на дне колонны. Частьфлегмы (она содержит пыль катализатора) присоединяют к исходному сырью. Катализатор непрерывно удаляется через кольцеобразное пространство в нижней части реактора, где он продувается перегретым паром для испарения летучих углеводородов и, подхваченный струёй воздуха, поступает в регенератор, в котором также создается кипящий слой. Продукты горения кокса отделяются от катализатора в циклоне 9. Производительность установки составляет около 4000 т в сутки, считая на исходное сырье.
Термический крекинг
Термическому крекингу подвергают тяжелое (состоящее из углеводородов с большей молекулярной массой) сырье - мазут и полугудрон - на двухпечной установке.
Чтобы избежать образования большого количества газа и закоксовывания аппаратов, мазут подвергают сперва крекингу в более мягких условиях так называемому легкому крекингу при 470-490° С, нагревая его в трубчатой печи 1. При этом наряду с небольшим количеством бензина (8-15%) образуется также газойль – соляровая фракция, которую направляют на глубокий крекинг, проводимый в более жестких условиях (530-550° С), в другую печь 2. Образовавшаяся смесь паров и жидкости из обеих печей поступает в реакционную камеру 3, которую она проходит сверху вниз, для продолжения крекинга. Вся эта часть установки находится под повышенным давлением, что препятствует образованию газа крекинга, уменьшает объем паров и тем самым способствует улучшению передачи теплоты и повышению производительности установки. Из реакционной камеры смесь поступает тонкой струей через редукционный вентиль 4, снижающий давление до 8-12ат,в нижнюю часть испарителя 5, где жидкость (при 400° С) частично испаряется и отделяется крекинг-остаток (55-80% от сырья). Пары проходят последовательно через две ректификационные колонны6и 7. В первой колонне конденсируется тяжелая фракция с высокой температурой кипения, с которой смешивается поступающий сюда мазут, во второй – не успевший полностью прокрекироваться газойль – соляровая фракция. Осуществляя циркуляцию обеих фракций, проводя крекинг осторожно и постепенно, достигают выхода бензина 30-35%, считая на мазут; выход бензина из полугудрона составляет всего 15-20%. Производительность установки-до 1500 т мазута в сутки.
Крекинг
Полученный бензин
Риформинг – вторичный процесс переработки нефтепродуктов, приводящий к изменению структуры молекул или к их объединению в более крупные.
Путем риформинга получают:
Ароматические УВ;
УВ разветвленного строения.
Таким образом, низкокачественные бензинные фракции превращают в высококачественные, т.е. увеличивается детонационная устойчивость горючего.
Реформинг используется с целью получения сырья для нефтехимической промышленности.
Например:
1. Циклизация и ароматизация:
2. Изомеризация:
3. Алкилирование:
4. Циклодегидрированиеалкенов:
В зависимости от цели процесса существуют 2 вида каталитического риформинга:
Ароматизация – получение ароматических УВ;
Облагораживание бензина – получение бензина с высоким октановым числом.
Эти процессы различаются исходным сырьем, технологическим режимом и составом полученных продуктов.
Октановое число бензина
Состав бензина сильно влияет на легкость и его воспламенения и сжигания. Преждевременное сгорание бензина (детонация) приводит к износу двигателя и падению его мощности. Причины детонации является образование нестойких перекисных соединений в следствии окисления УВ во время сжатия.
Наиболее склонные к детонации – УВ нормального строения, УВ с разветвленной цепью детонируют слабо.
Условно было принято: октановое число n-гептана =0, так как он легко детонирует, а изооктан (2,2,4-триметилпентан)=100 стойкого к детонации.
Октановое число бензина находят путем сравнения его с различными смесями этих двух УВ и оно равно объемному проценту изооктана в смеси, которая детонирует как данный бензин.
Например, если бензин детонирует как смесь 76% изооктана и 24% n-гептана, то его октановое число равно 76.
Стойкость бензина к детонации сильно повышается при растворении в нем небольших количеств антидетонатора – тетроэтилсвинцаPb(C 2 H 5) 4 – ЯД!ТЭС вводится в виде смеси с бромистым этилом и α-хлорнафталином, называется этиловой жидкостью , которая удаляет из двигателя образующиеся окислы Pb, переводя их летучие галогениды. Этиловую жидкость добавляют в количестве 1,5 – 4 мл на 1 кг бензина.
Синтез МТБЭ в присутствии кислотного катализатора осуществляется путем алкилирования метанола изобутиленом по обратимой реакции. Реакция протекает в жидкой фазе с выделением тепла. Тепловой эффект реакции составляет 41,8 кДж/моль. Равновесие реакции смещается вправо при повышении давления и снижении температуры. Процесс синтеза МТБЭ ведут при температуре от 50 до 100 о С и давлении, необходимом для поддержания реагентов в жидкой фазе. При правильно подобранных режимах побочные реакции можно практически полностью подавить, обеспечив селективность процесса 98 % и выше.
На выходе из скважины сырая нефть имеет очень ограниченную сферу применения. Фактически вся сырая нефть проходит перегонку, с тем, чтобы получить из нее такие продукты как бензин, авиационное топливо, мазут и промышленные виды топлива.
На заре нефтяной отрасли переработка производилась примитивным перегонным аппаратом, в котором нефть доводилась до кипения, и, затем, конденсировались различные продукты, в зависимости от температуры. Для этого требовалось не намного больше умения, чем для изготовления самогона, поэтому в нефтяную отрасль в девятнадцатом веке пришли производители виски. Сейчас нефтепереработка представляет собой крупный, сложный, высокотехнологичный и дорогостоящий производственный комплекс.
Переработка нефти на НПЗ включает следующие основные этапы:
- Подготовка нефти к переработке;
- Первичная переработка нефти;
- Вторичная переработка нефти;
- Очистка нефтепродуктов.
Подготовка нефти к переработке заключается в дополнительном обезвоживании (до 0,1% содержания воды) и обессоливании (содержание солей до 3-4 мг/л) для уменьшения коррозии технологического оборудования и повышения качества топлив и других нефтепродуктов.
Сущность нефтеперерабатывающего производства
Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:
1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;
2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка) ;
3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство) .
Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.
Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.
В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.
Поставка и приём нефти
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы
(рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.
Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку
(рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах
- цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы
. Температура процесса - 100-120°С.
Первичная переработка нефти
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.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки
.
1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) 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.
2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) 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
(рис.7).
3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.
Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках , в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.
Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.
Продукты первичной переработки нефти
|
Наименование |
Интервалы кипения |
Где отбирается |
Где используется |
|
Рефлюкс стабилизации |
Пропан, бутан, изобутан |
Блок стабилизации |
Газофракционирование, товарная продукция, технологическое топливо |
|
Стабильный прямогонный бензин (нафта) |
Вторичная перегонка бензина |
Смешение бензина, товарная продукция |
|
|
Стабильная легкая бензиновая |
Блок стабилизации |
Изомеризация, смешение бензина, товарная продукция |
|
|
Бензольная |
Вторичная перегонка бензина |
Производство соответствующих ароматических углеводородов |
|
|
Толуольная |
Вторичная перегонка бензина |
||
|
Ксилольная |
Вторичная перегонка бензина |
||
|
Сырьё каталитического риформинга |
Вторичная перегонка бензина |
Каталитический риформинг |
|
|
Тяжелая бензиновая |
Вторичная перегонка бензина |
Смешение керосина, зимнего дизтоплива, каталитический риформинг |
|
|
Компонент керосина |
Атмосферная перегонка |
Смешение керосина, дизельных топлив |
|
|
Дизельная |
Атмосферная перегонка |
Гидроочистка, смешение дизтоплив, мазутов |
|
|
Атмосферная перегонка (остаток) |
Вакуумная перегонка, гидрокрекинг, смешение мазутов |
||
|
Вакуумный газойль |
Вакуумная перегонка |
Каталитический крекинг, гидрокрекинг, товарная продукция, смешение мазутов. |
|
|
Вакуумная перегонка (остаток) |
Коксование, гидрокрекинг, смешение мазутов. |
**) - к.к. - конец кипения
Фотографии установок первичной переработки различной конфигурации
 |
 |
 |
| Рис.5. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,5 млн. тонн в год на Туркменбашинском НПЗ по проекту фирмы Uhde. | Рис. 6. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,6 млн. тонн в год на НПЗ "ЛУКОЙЛ-ПНОС". На переднем плане - трубчатая печь (жёлтого цвета). | Рис.7. Вакуумсоздающая аппаратура фирмы Graham. Видны 3 эжектора, в которые поступают пары с верха колонны. |
Сергей Пронин