Доклад: Процессы первичной переработки нефти 3. Реферат методы переработки нефти


Реферат Процессы первичной переработки нефти

Тема: Процессы первичной переработки нефти1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

3. Технологическая схема ____________________________________ 7

4.Технологический режим ___________________________________ 12

5.Мощность и материальный баланс __________________________ 16

6. Технико-экономические показатели _________________________ 181. Назначение и характеристика процессаВ настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

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

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является перегонка. Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и  сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

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

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

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

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

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

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

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

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

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки - одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

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

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

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.2. Состав и характеристика сырья и продукцияСырьё процесса - нефть, содержащая соли (до 900 мг/л) и воду (до 1,0%).

Продукция:

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

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

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

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

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

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

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

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций головной (н.к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С) можно принимать только при высоком содержании в них нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н.к.-85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.3. Технологическая схемаОписание работы ЭЛОУ (рисунок 1) [1]

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная' нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в.эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение- наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами - воздействию электрического поля высокого напряжения.

С - смеситель; ТОБ - теплообменный блок; Е - емкость; Н-1, Н-2 - насосы; Э - электродегидраторы

Рисунок 1 - Принципиальная схема ЭЛОУ

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т.п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. При выборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

Рисунок 2 - Схема установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АВТ).

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

I - нефти; II - головка стабилизации; III - стабильный бензин; IV -керосин; V - дизельная фракция; VI - вакуумный дистиллят; VII - гудрон; VIII - выхлопные газы эжектора; IX - деэмульгатор; X - вода в канализацию; XI - водяной пар.Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков - атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 -тяжелый бензин - конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации -сжиженный газ, а с низа - стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

После выбора схемы установки необходимо сделать выбор:

- конструкции тарелок;

- способов орошения колонн;

- способов подвода тепла в низ колонн;

- способов вывода продуктов из колонн;

- типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

- способов создания вакуума в колоннах.

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.4.Технологический режимПоказатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

Участок схемы, сырьё Показатели процесса
Температура, ° С
Нефти, поступающей на обессоливание 120-140
Подогрева нефти в сырьевых теплообменниках 210-230
Продолжение таблицы 1
Нагрева нефти в атмосферной печи П-1 320-360
Нагрева мазута в вакуумной печи П-2 400-420
Верх К-1 120-140
НизК-1 240-260
Верх К-2 120-130
Низ К-2 340-355
Верх К-4 80-110
Низ К-4 160-220
Верх К-5 100-110
Низ К-5 360-380
Избыточное давление, МПа
Верх К-1 0,4-0,5
Верх К-2 0,06-0,1
Верх К-4 0,7-1,2
Остаточное давление в К-5, Па 5000-8000
Массовая доля воды в нефти, в %
До обессоливания До 1,0
После обессоливания 0,1-0,15
Содержание солей в нефти, мг/л
До обессоливания До 900
После обессоливания 3-15

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

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2 % масс.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15 % мас.) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках AT по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0 % мае.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, необходимость более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2 % мае), бензиновых фракций (до 20-30 % мае.) и фракций до 350 °С (50-60 % мае.) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% мае бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

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

Недостатками двухколонной AT более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т.д.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций (головной (н.к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С)) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н.к. 85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции, и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по  кривой ИТК, то есть приблизительно 350-360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. ~В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева.

В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой, температуры нагрева сырья, возможно, использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов - перегонку под вакуумом. Например, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны 100 и 20 мм рт. ст. (133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600 °С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной, а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки, то есть с отбором фракций до гудрона, должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций я в остатке гудрона.

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

bukvasha.ru

Доклад - Процессы первичной переработки нефти 3

Введение

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3 ), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3 ).

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

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

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

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

1. Назначение и характеристика процесса переработки нефти

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Состав и характеристика сырья и продукция.

Сырьё процесса — нефть, содержащая соли (до 900 мг/л) и воду (до 1,0%).

Продукция:

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

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

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

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

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

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

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

3. Технологическая схема

Рис.1. Схема установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АВТ).

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

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII — гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (АТ), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ). Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 –тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полётся водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин.

Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

4. Технический режим

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1

Участок схемы, сырьё Показатели процесса
Температура, о С
Нефти, поступающей на обессоливание 120-140
Подогрева нефти в сырьевых теплообменниках 210-230
Нагрева нефти в атмосферной печи П-1 320-360
Нагрева мазута в вакуумной печи П-2 400-420
Верх К-1 120-140
Низ К-1 240-260
Верх К-2 120-130
Низ К-2 340-355
Верх К-4 80-110
Низ К-4 160-220
Верх К-5 100-110
Низ К-5 360-380
Избыточное давление, МПа
Верх К-1 0,4-0,5
Верх К-2 0,06-0,1
Верх К-4 0,7-1,2
Остаточное давление в К-5, Па 5000-8000
Массовая доля воды в нефти, в %
До обессоливания До 1,0
После обессоливания 0,1-0,15
Содержание солей в нефти, мг/л
До обессоливания До 900
После обессоливания 3-15

5. Мощность и материальный баланс

Мощность установок АТ и АВТ может составлять от 2 до 12 млн.т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т.д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже:

Таблица 2

Сырьё, продукты I II
Поступило, %
Нефть 100,1 100,1
В том числе вода и соли 0,1 0,1
Получено
Сжиженный углеводородный газ 1,0 1.1
Бензиновая фракция (н.к.-140о С) 12,2 18,5
Керосиновая фракция(140-240о С) 16,3 18,9
Дизельная фракция (240-350о С) 17,0 20,3
Вакуумный дистиллят(350-500о С) 23,4 23,1
Гудрон (выше 500о С) 29,2 18,2
Отходы и потери 1,0 1,0

6. Технико-экономические показатели

Приводятся показатели из расчета на 1 тонну ромашкинской нефти:

Таблица 3

Показатели Установка АТ Установка АВТ
Пар водяной, ГДж (Гкал*) 0,08(0,019) 0,143 (0,034)
Вода оборотная, м3 1,8 3,3
Электроэнергия, кВт-ч 5,3 6,5
Топливо, кг. 20,0 26,7
Деэмульгатор неионогенный, кг. 0,03 0,03
Ингибитор коррозии, кг. 0,001 0,001

7. Техника безопасности

Выполнение следующих правил безопасного ведения процесса, связанных с ним работ исключает возможность аварии, взрывы, пожары, травмирование людей, нарушение технологического режима.

Лица, допускаемые к производству, работ должны быть проинструктированы и обучены безопасным приемам работы, сдать экзамены и иметь при себе соответствующее удостоверение. При введении новых технологических процессов и методов труда, видов оборудования и механизмов, а также правил и инструкций, должен проводиться дополнительный инструктаж.

Не допускается загромождение и загрязнение производственных площадок, помещений, оборудования, проездов, дорог в местах где запрещен проезд транспорта должны быть вывешены предупредительные надписи и знаки, дренажные и канализационные колодцы должны быть надежно закрытыми или огражденными.

Систематически должны производиться осмотр и проверка производственного оборудования и своевременный его ремонт согласно графика ППР. Каждое действующее оборудование, аппараты, сосуды должны быть оснащены полным комплектом приспособлений, приборов, предусмотренных проектом или ГОСТом.

Не допускается работа производственного оборудования с нарушением параметров, установленных технологической картой или технологическими условиями и инструкциями.

Изменения в технологическую карту (регламент) разрешается вносить только после письменного указания главного инженера предприятия, причем они должны соответствовать рабочим параметрам, указанным в паспорте оборудования.

Эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратов, сосудов при не герметичности фланцевых соединений или трещин по целому материалу — запрещается, также не допускается проведение на них любых ремонтных работ при их работе.

Производственные помещения должны быть обеспечены вентиляцией, создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды, соответствующее санитарным нормам. Эффективность вентиляционных установок проверяется систематически, один раз в год. При вынужденной остановке вентиляционных установок должны быть приняты меры по обеспечению санитарного состояния воздушной среды, согласно санитарных норм СНИП.

В инструкциях по эксплуатации вентиляционных установок перечисляются особые указания о мерах, принимаемых персоналом при внезапной загазованности или возникновении пожара.

Во избежание распространения пожара в сети промливневой канализации во время возгорания нефтепродуктов или пожара на производственной площадке, на канализационных сетях промстоков и произодственно-ливневых стоках устанавливаются гидрозатворы.

Приборы контроля и автоматики могут применяться только разрешенные решением Госстандарта СССР и его подведомственных органов. Проверка, регулировка и ремонт приборов осуществляется в соответствии с “Правилами организации и проверки измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий”. За КИПиА должен быть обеспечен надзор, они должны находиться в условиях, обеспечивающих их безотказную работу.

Производство газоопасных, огневых, ремонтных, земляных работ без наличия оформленного наряд-допуска не допускается.

В местах, где возможно смешивание взрывоопасной смеси газа с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла не дающего искры. Пользоваться не взрывозащищенными переносными светильниками не разрешается.

Во время работы установки необходимо обеспечить постоянный контроль за давлением, расходом, уровнем — их изменения должны производиться плавно.

Объекты энергоснабжения должны обслуживаться электротехническим персоналом имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть немедленно снято.

Отогревание оборудования и трубопроводов в зимнее время может производиться только паром или горячей водой.

Предохранительная арматура на аппаратах должна соответствовать предъявленным требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации аппаратов, работающих под давлением”.

Пуск и работа установки с неисправной системой пожаротушения запрещается.

Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и статического электричества.

Оборудование, подлежащие вскрытию и ремонту, должно быть выведено из работы, освобождено от продукта, отглушено, пропарено, промыто водой и проветрено. Все подводящие трубопроводы к ремонтируемому оборудованию должны быть отглушены. Промывка водой неостывшего оборудования недопустимо. Производство работ на отключенном оборудовании и трубопроводе, разрешается только по получению анализа газовоздушной смеси. Работы по очистке оборудования аппаратов, сосудов от шлама должны производиться только в шланговых противогазах с дублером бригадой не менее 2-х человекк. Для внутреннего освещения аппарата, сосуда должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, с напряжением не выше 12В.

Запрещается допуск к газоопасным работам лиц, не обученных безопасным приемам ведения работ, способам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим.

Газоопасные работы должны выполняться только при наличии наряд-допуска и в присутствии ответственного за проведение газоопасных работ.

Необходимо вести постоянный контроль за состоянием газовоздушной среды, немедленно прекратить работу при загазованности выше допустимой концентрации.

Перед допуском к работе по обслуживанию блоков реагента-деэмульгатора обслуживающий персонал должен быть проинструктирован и ознакомлен с инструкциями безопасности труда. Работы, связанные с химреагентом, должны производиться строго в спецодежде, защищающей тело, руки, ноги.

8. Контроль и автоматизация процесса

Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.

Параметры аналитического контроля. Таблица 4

п/п

Наименование операции процесса, продукта Место отбора

Контроли-

руемые параметры

Метод контроля

Частота,

периодичность

контроля

1 3 4 5 6 7
1. Отбор проб нефти На входе на установку Содержание воды в нефти

ГОСТ

2477-65

Каждые 2 часа
2. Отбор проб нефти

На выходе с

электродегидратора

Содержание воды в нефти

ГОСТ

2477-65

Каждые 2 часа
3. Замер загазованности

Площадка

электродегид

раторов

Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
4. Замер загазованности Площадка печей Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
5. Замер загазованности Блоки нефтяных насосов Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
6. Замер загазованности Каре резервуаров Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
7. Замер загазованности Блоки БРХ Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
8. Замер загазованности Площадка буферных емкостей Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
9. Замер загазованности Площадка нефтесепараторов С1-С6 Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену

В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таблице 5 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.

Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 5

п/п

Технологический параметр

аппарат или узел схемы

Сигнализация Блокировка
Предупредительная Аварийная
Min max min max min max
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Сепараторы С1-С3
давление, МПа 0.015
уровень жидкости, м 0.7 1.9 2.1
2. Буферные емкости БЕ1-БЕ4
давление, МПа 0.05 0.2
уровень жидкости, м 0.7 1.7 0.6 2
3. Печи ПТБ-10 П1-П5
температура нефти после печей, °С 60 60
температура дымовых газов, °С 700 700
давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа 0.4 0.8 0.4 0.8
Давление газа после РДБК, Мпа 0.005 0.05 0.005 0.05
Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст. 200 200
давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа 0.1 0.1
расход нефти через печь, м3 \час 300 300
давление масла в гидроприводе, МПа 1 1
4. Электродегидраторы ЭГ1-4
давление, МПа 0.8 0.8
уровень раздела фаз «в\н», м 1.3
электроток во внешних фазах цепи, А 240 240
давление воздуха на приборы КИПиА, МПа
0.1 0.1
5. Сепараторы С4-С6
давление, МПа 0.005
уровень жидкости, м 0.7 1.7 2
6. Газосепаратор ГС1-ГС2
уровень жидкости, м 1.8
давление, МПа
7. Газосепаратор ГС-3
уровень жидкости, м 0.5 1
давление, МПа
8. Газосепаратор ГС-4
уровень жидкости, м 1
давление, МПа
9.

Технологические резервуары

(нефтяные) РВС-10000 № 2,4

уровень жидкости, м 10.5
10.

Товарные резервуары

(нефтяные) РВС-10000 № 1,3

уровень жидкости, м 10.5
11.

Подземные емкости ЕП 1-15

уровень жидкости, м:

ЕП1-ЕП4 0.5 1.8
ЕП-5 0.5 1.5
ЕП6-ЕП7 1.5
ЕП9-ЕП12 0.5 1.8
ЕП14-ЕП15
12.

Технологические насосы

ЦНС 300х120 № 1-10

давление нагнетания, МПа 0.9 1.3 0.9 1.3
температура подшипников, °С 70 70
уровень жидкости в «стакане», м 0.1 0.1
13. Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3
давление нагнетания, Мпа 1.4 1.9 1.4 1.9
температура подшипников, °С 70 70
уровень жидкости в «стакане», м 0.1 0.1
14. Воздушная компрессорная ВК1-ВК2
давление в ресивере, МПа 0.22 0.6
температура I ступени, °С 165 165
температура II ступени, °С 165 165
15. Блок реагентного хозяйства БР1-БР4
давление нагнетания насоса НД-25\40, МПа 2 2
давление нагнетания насоса НД-1000\10, МПа 0.9 0.9

Заключение

Нефть — уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты его переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.

Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти.

Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа — на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Перегонка (фракционирование) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.

Список использованной литературы

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2007. стр. 257-275

2. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – стр. 188-199

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 – стр. 233-247

www.ronl.ru

Реферат Нефть и переработка нефти

Содержание.

1.Глава 1.Нефть и переработка нефти…………………………………………………….2-4

2Глава 2. Твердые горючие ископаемые…………………………………………………4-7

3.Глава 3.Целлюлоза……………………………………………………………………… 7-8.

4.Глава 3. Озокерит……………………………………………………………………….. 8-9

5.Глава 4 Природные газы и их использование…………………………………………10

6.Список использованной литературы………………………………………………….. 11

Глава 1. НЕФТЬ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ.

Сырая нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и других соединений. В таком виде она мало используется. Сначала ее перерабатывают в другие продукты, которые имеют практическое применение. Переработка нефти включает: фракционную перегонку, крекинг, риформинг и очистку от серы.

Фракционная перегонка: Сырую нефть разделяют на множество составных частей, подвергая ее простой, фракционной и вакуумной перегонке. Состав получаемых фракций нефти зависят от состава сырой нефти. Из сырой нефти прежде всего удаляют растворенные в ней примеси газов. Затем подвергают первичной перегонке, в результате чего разделяют на газовую, легкую и среднюю фракции и мазут.

1)Газовая фракция - газы, получаемые при переработке нефти, представляют собой простейшие неразветвленные алканы: этан, пропан и бутаны. Эта фракция имеет промышленное название нефтезаводской газ.

2)Бензиновая фракция - эта фракция представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов.

3) Мазут - Эта фракция остается после удаления из нефти всех остальных фракций. Большая его часть используется в качестве жидкого топлива для нагревания котлов.

Крекинг: В этом процессе крупные молекулы высококипящих фракций сырой нефти расщепляется на меньшие молекулы, из которых состоят низкокипящие фракции. Крекинг необходим потому, что потребности в низкокипящих фракциях нефти особенно в бензине часто опережают возможности их получения путем фракционной перегонки сырой нефти.

Существует несколько видов крекинга: термический, каталитический, риформинг.

1)Термический крекинг:

Крупные молекулы углеводородов, содержащихся в тяжелых фракциях нефти, могут быть расщеплены на меньшие молекулы путем нагревания этих фракций до температур, превышающих их температуру кипения. Как и при каталитическом крекинге, в этом случае получают смесь насыщенных и ненасыщенных продуктов:

C16h44 > C8h28 + C8h26 гексадекан октан октилен

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

C8h28 – C4h20 + C4H8 октан бутан бутилен

C4h20 – C2H8 + C2h5 бутан этан этилен

Выделившийся в процессе крекинга этилен широко используется в химической промышленности.

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму:

Ch4 – (Ch3)6 – Ch3:Ch3 – (Ch3)6 – Ch4 > Ch4 – (Ch3)6 – Ch3 + Ch3 –(Ch3)6 – Ch4

Свободные радикалы химически очень активны и могут участвовать в

различных реакциях. В процессе крекинга один из радикалов отщепляет атом

водорода (а), а другой – присоединяет (б):а) CН3 – (СН2)6 – СН2 > СН3 – (СН2)5 – СН=СН2 + Н

1-октен

б) Ch4 – (Ch3)6 – Ch3 + H > Ch4 – (Ch3)6 – Ch4

октан

При температурах 700-1000°С проводят термическое разложение нефтепродуктов, в результате которого получают главным образом легкие алкены – этилен, пропилен и ароматические углеводороды. При пиролизе возможно протекание следующих реакций:Ch4 – Ch4 > Ch3 = Ch3 +h3

Ch4 – Ch3 – CH(Ch4) – Ch4 > Ch3 – CH(Ch4) – Ch4 + Ch5 2)Каталитический крекинг:

Этот метод приводит к образованию смесинасыщенных и ненасыщенных продуктов. Каталитический крекинг проводится при сравнительно невысоких температурах, а в качестве катализатора используется смесь кремнезема и глинозема. Таким путем получают высококачественный бензин и ненасыщенные углеводороды из тяжелых фракций нефти.

Недостатки процесса:

1) постоянное загрязнение катализатора

смолистыми отложениями.

2) образование алкенов, понижающих химическую стабильность продуктов.

Каталитический крекинг проходит по катионному цепному механизму на

поверхности катализатора. При отрыве на катализаторе от молекулы парафинового углеводорода гидрид иона образуется соответствующий карбкатион:

AlX3 + Cn h3n+2 → [HAlX3]– + Cn Н+2n+1

3)Реформинг:

Процессы риформинга приводят к изменению структуры молекул или к их объединению в более крупные молекулы. Риформинге используется в переработке сырой нефти для превращения низкокачественных бензиновых фракций в высококачественные фракции. Процессы риформинга могут быть подразделены на три типа: изомеризация, алкилирование, а также циклизация и ароматизация.

1)Изомеризация – в этом процессе молекулы одного изомера подвергаются с образованием другого изомера. Процесс изомеризации имеет важное значение для повышения качества бензиновой фракции, получаемой после первичной перегонки сырой нефти. Бутан можно изомеризовать, превращая его в 2-метил-пропан, с помощью катализатора из хлорида алюминия при температуре 100°С или выше:

2)Алкилирование – в этом процессе алканы и алкены, которые образовались в результате крекинга, воссоединяются с образованием высокосортных бензинов. Процесс проводится при низкой температуре с использованием сильнокислотного катализа, например серной кислоты:

3)Циклизация и ароматизация - риформинг этого типа представляет один из процессов крекинга. Его называют каталитическим риформингоим. В некоторых случаях в реакционную систему вводят водород, чтобы предотвратить полное разложение алкана до углерода и поддержать активность катализатора. В этом случае процесс называется гидроформингом:

Приблизительно 90% всей добываемой нефти используют в качестве топлива. Из продуктов перегонки нефти получают много тысяч органических соединений. Они в свою очередь используются для получения тысяч продуктов, которые удовлетворяют не только насущные потребности современного общества.

Глава 2. ТВЕРДЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ.

Твердые горючие ископаемые: Органические происхождения, представляющие собой продукты преобразования остатков растит, или животных организмов под воздействием физико-химических, биологических факторов. Каустобиолиты угольного ряда разделяются:

- ископаемые угли.

- сланцы.

- торф.

Активные угли - пористые углеродные тела, зерненные и порошкообразные, развивающие при контакте с газообразной или жидкой фазами значительную площадь поверхности для сорбционных явлений. По своим структурным характеристикам активные угли относятся к группе микрокристаллических разновидностей углерода - это графитовые кристаллиты, состоящие из плоскостей протяженностью 2-3 нм, которые в свою очередь образованы гексагональными кольцами.

Кроме графитовых кристаллитов активные угли содержат от одной до двух третей аморфного углерода; наряду с этим присутствуют гетероатомы.

Наличие химически связанного кислорода в структуре активных углей, образующего поверхностные химические соединения основного или кислого характера, значительно влияет на их адсорбционные свойства. Пористая структура активных углей характеризуется наличием развитой системы пор, которые классифицируют на:

1)Микропоры - наиболее мелкая разновидность пор, соизмеримая с размерами адсорбируемых молекул.

2)Мезопоры - поры, для которых характерно послойное заполнение поверхности адсорбируемыми молекулами, завершающееся их объемным заполнением по механизму капиллярной конденсации.

3)Макропоры - в процессе адсорбции не заполняются, но выполняют роль транспортных каналов для доставки адсорбата к поверхности адсорбирующих пор.

Производство активных углей:

Для практической реализации любого способа изготовления активных углей пользуются такими общими технологическими приемами, как предварительная подготовка сырья (дробление, рассев, формование), карбонизация (пиролиз) и активация.

1)Предварительная подготовка сырья -- приведение исходного угольного сырья в состояние, удобное для осуществления дальнейшей термической обработки.

2)Карбонизация (пиролиз) - термическая обработка материала без доступа воздуха для удаления летучих веществ. На стадии карбонизации формируется каркас будущего активного угля - первичная пористость, прочность и т.д.

3)Активация водяным паром представляет собой окисление карбонизованных продуктов до газообразных в соответствии с реакцией:

С + Н2О->СО + Н2

или при избытке водяного пара:

С + 2Н2О->-СО2 + 2Н2

В процессе активации развивается необходимая пористость и удельная поверхность, происходит значительное уменьшение массы твердого вещества, именуемое обгаром.

Запасы каменного угля в природе значительно превышают запасы нефти. Поэтому каменный уголь – важнейший вид сырья для химической отрасли промышленности.В настоящее время в промышленности используется несколько путей переработки каменного угля: сухая перегонка (коксование, полукоксование), гидрирование, неполное сгорание, получение карбида кальция.Сухая перегонка угля используется для получения кокса в металлургии или бытового газа. При коксовании угля получают кокс, каменноугольную смолу, надсмольную воду и газы коксования.

Каменноугольная смола содержит самые разнообразные ароматические и другие органические соединения. Разгонкой при обычном давлении ее разделяют на несколько фракций. Из каменноугольной смолы получают ароматические углеводороды, фенолы и др. Газы коксования содержат преимущественно метан, этилен, водород и оксид углерода(II). Частично их сжигают, частично перерабатывают.Гидрирование угля осуществляют при 400–600 °С под давлением водорода до 250 атм в присутствии катализатора – оксидов железа. При этом получается жидкая смесь углеводородов, которые обычно подвергают гидрированию на никеле или других катализаторах. Гидрировать можно низкосортные бурые угли.

Использованиекоксового газа и угля
Карбид кальция СаС2 получают из угля (кокса, антрацита) и извести. В дальнейшем его превращают в ацетилен, который используется в химической отрасли промышленности всех стран во все возрастающих масштабах.

Сланец – полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы (близкой по составу к нефти).

Горючий сланец состоит из преобладающих минеральных (кальциты, доломит, гидрослюды, монтмориллонит, каолинит, полевые шпаты, кварц, пирит и др.) и органических частей (кероген), последняя составляет 10—30 % от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50—70 %. Органическая часть является био- и геохимически преобразованным веществом простейших водорослей, сохранившим клеточное строение или потерявшим его в виде примеси в органической части присутствуют измененные остатки высших растений. Горючие сланцы являются самым низкосортным твердым топливом. Обладая высокой теплотворной способностью горючей массы (Q* до 9000 ккал/кг), сланцы из-за высокой зольности (Лр до 70%) представляют малоценное рабочее топливо.

Применение:Используют как местное топливо, сырье для получения жидких топлив, для получения битумов, масел, фенолов, бензола, толуола, ксилолов, нафтолов, ихтиола и др.

Органическая масса горючих сланцев имеет наибольшую аналогию с нефтью, однако низкое содержание органики, а также трудности использования огромных количеств минерального остатка тормозят развитие переработки сланцев.

Торф- горючее полезное ископаемое; образовано скоплением остатков растений, подвергшихся неполному разложению в условиях болот. Для болота характерно отложение на поверхности почвы неполно разложившегося органического вещества, превращающегося в дальнейшем в торф. Слой торфа в болотах не менее 30 см, (если меньше, то это заболоченные земли).

Торф подразделяется на виды по группировке растений и условиям образования, а также на типы:

1)Верхово́й торф — образован олиготрофной растительностью (сосна, пушица, сфагнум, вереск) при переувлажнении, вызванном преимущественно атмосферными осадками. Плохое удобрение, поскольку беден. Содержит зольные элементы 1—5 %, органических веществ — 99—95 %, pH=2.8—3.6. Химический состав: азотистых веществ — 0.9—1.2 %, P2O5 — 0.03—0.2, K2O — 0.05—0.1, CaO — 0.1—0.7, Fe2O3 — 0.03—0.5 %. Окраска изменяется с повышением степени разложения от светло-желтой до темно-коричневой. Используется как топливо или теплоизоляция.

2) Низи́нный торф — образован эутрофной растительностью (ольха, осока, мох) при переувлажнении грунтовыми водами. Зольность 6-18 процентов. Преобладают серые оттенки, переходящие в землисто-серый цвет.

Торф и продукты переработки торфа в зависимости от способа добычи и назначения подразделяются на следующие квалификационные группировки:

-по способу добычи - торф фрезерный

-торф кусковой

-по видам использования - торф топливный

-торф для сельского хозяйства

-брикеты и полубрикеты топливные

Они действительно лучше восстанавливали радионуклиды. Более того, чтобы сделать реакцию «зеленой» при производстве в промышленном масштабе для проведения которой не нужен токсичный формальдегид. В результате получается целый набор обогащенных гуминовых производных с различными электрохимическими свойствами.

Электродный пековый и нефтяной кокс имеют по сравнению с каменноугольным очень низкую зольность, как правило, не выше 0,3% (до 0,8% у нефтяного кокса) Электродный пековый кокс получают коксованием в камерных динасовых печах высокоплавкого каменноугольного пека. Нефтяной кокс образуется также при крекинге и пиролизе продуктов перегонки нефти. Глава 3. ЦЕЛЛЮЛОЗА.

Один из наиб. распространенных биополимеров, входящий в состав клеточных стенок растений и микроорганизмов

Химическая формула целлюлозы, выведенная на основании определения ее элементарного состава и молекулярного веса, имеет вид (С6Н10О5)n, причем n(степень полимеризации) зависит от условий приготовления препарата. Различают средний молекулярный вес целлюлозы, выделенной из растительных материалов в особенно мягких условиях, достигает 10—20 миллионов. Молекулярный вес технической целлюлозы равен 50 000—150 000. Физические свойства и нахождение в природе:

Целлюлоза (C6h20O5)nпредставляет собой высокомолекулярный полисахарид, являющийся главной составной частью клеточных стенок растений. Целлюлоза придает растительной ткани механическую прочность, эластичность и выполняет строительную функцию. В природе целлюлоза никогда не встречается в чистом виде. Волокна хлопка содержат 92—95% целлюлозы, в различных видах древесины содержание целлюлозы колеблется в пределах 40—60%.

По внешнему виду целлюлоза — аморфное вещество. Однако при рентгенографическом исследовании она дает характерные рентгенограммы, указывающие на значительную упорядоченность ее структуры.

Химические свойства:

Целлюлоза почти не обладает восстановительными свойствами и не дает других реакций карбонильной группы, характерных для моносахаридов.

А) Реакции образования алкоголятов и эфиров целлюлозы. В отличие от низших спиртов целлюлоза при обработке концентрированными растворами едких щелочей образует прочное соединение — щелочную целлюлозу:

Б) Алкоголяты целлюлозы получаются также при действии на целлюлозу растворов щелочных металлов в жидком аммиаке:

2. Получения простых эфиров целлюлозы является действие на щелочную целлюлозу диалкилсульфатов в присутствии избытка щелочи:

или

3. Получение нитрата целлюлозы, часто неправильно получаемые этерификацией целлюлозы смесью азотной и серной кислот где серная кислота служит водоотнимающим средством:

4. Получение уксуснокислых эфиров (ацетаты целлюлозы), часто неправильно называемые ацетилцеллюлозой, в присутствии уксусной кислоты и небольших количеств серной кислоты как катализатора:

5. Ксантогенаты целлюлозы получаются при взаимодействии щелочной целлюлозы с сероуглеродом, При этом CS2 как бы внедряется в положение 2 в среднем в каждый второй глюкозный остаток щелочной целлюлозы:

Ксантогенат целлюлозы представляет собой натриевую соль кислого эфира целлюлозы и дитиоугольной кислоты. Ксантогенаты целлюлозы растворяются в воде или разбавленной щелочи, образуя так называемые вискозные растворы:

Как и другие органические вещества, содержащие в составе молекул нитрогруппу, все виды нитроцеллюлозы огнеопасны. Особенно опасна в этом отношении тринитроцеллюлоза - сильнейшее взрывчатое вещество. Ацетилцеллюлоза используется для получения лаков и красок, она служит так же сырьем для изготовления искусственного шелка. Глава 4.ОЗОКЕРИТ

Озокерит (от др.-греч. ὄζω — пахну и κηρός — воск) (горный воск) — природный углеводород из группы нефти, по другим данным — из группы нефтяных битумов, иногда условно относимый к минералам. Является смесью высокомолекулярных твёрдых насыщенных углеводородов (обычно состоит из 85-87% углерода и 13-14% водорода), по виду напоминает пчелиный воск, имеет запах керосина.

Удельный вес — от 0.85 до 0.95, температура плавления — от 58 до 100°C. Озокерит растворяется в эфире, нефти, бензоле, скипидаре, хлороформе, сероуглероде и в некоторых других веществах. Озокерит, добываемый в Галиции, варьируется по цвету от светло-жёлтого до тёмно-коричневого, также часто встречается зелёный озокерит (такая окраска получается благодаря дихроизму) и плавится при температуре 62°С.

1)Китайский воск вырабатывается червецом. Содержит сложный эфир гексакозановой к-ты СН3(СН2)24СООН и гексадеканового спирта СН3(СН2)15ОН (95-97%), смолу (до 1%), углеводороды (до 1%) и спирты (до 1%).

2)Шеллачный воск содержится в природной. смоле - шеллаке (ок. 5%). В него входят 60-62% сложных эфиров, 33-35% спиртов, 2-6% углеводородов. Выделяют при охлаждении спиртового р-ра шеллака.

3)Воск бактерий покрывает пов-сть кислотоупорных бактерий, напр. туберкулезных и лепры, обеспечивая их устойчивость к внеш. воздействиям. Содержит сложные эфиры миколевой к-ты С88Н172О4 иэйкозанола СН3(СН2)17СНОНСН3, а также октадеканола СН3(СН2)15СНОНСН3.

4)Воск сахарного тростника покрывает тонкой пленкой стебли растений. В него входят сложные эфиры (78-82%), насыщенные С14—С34 и ненасыщенные С15—С37 углеводороды (3-5%), насыщенные жирные к-ты С12—С36 (14%) и спирты С24—С34 (6-7%). При отжиме тростника ок. 60% воска переходит в сок. При очистке последнего воск выпадает в осадок.

Озокерит является ценным сырьем для медицинских целей. Так, его использование лежит в основе одного из видов физиотерапии – озокеритотерапии. Он используется для изготовления свечей и изоляторов, так как имеет большую температуру плавления, чем парафин, а также для приготовления различных смазок и мазей для технических и медицинских нужд; в строительной промышленности.

Глава 5. ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ.

Природные газы, нефть и каменный уголь - основные источники углеводородов. По запасам природного газа первое место в мире принадлежит нашей стране, где известно более 200 месторождений.

В природном газе содержатся углеводороды с небольшой относительной молекулярной массой. Он имеет следующий примерный состав (по объему):

80...90% метана, 2...3% его ближайших гомологов — этана, пропана, бутана и небольшое содержание примесей — сероводорода, азота, благородных газов, оксида углерода (IV) и паров воды. Так, например, газ Ставропольского месторождения содержит 97,7% метана и 2,3% прочих газов, газ Саратовского месторождения—93,4% метана, 3,6% этана, пропана, бутана и 3% негорючих газов.

К природным газам относятся и так называемые попутные газы, которые обычно растворены в нефти и выделяются при ее добыче. В попутных газах содержится меньше метана, но больше этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Кроме того, в них присутствуют в основном те же примеси, что и в других природных газах, не связанных с залежами нефти, а именно: сероводород, азот, благородные газы, пары воды, углекислый газ. Разработано много способов переработки природных газов.

Главная задача этой переработки — превращение предельных углеводородов в более активные — непредельные, которые затем переводят в синтетические полимеры (каучук, пластмассы). Кроме того, окислением углеводородов получают органические кислоты, спирты и другие продукты.

Границы взрываемости.

Газовоздушная смесь, имеющая в составе количество газа:

до 5 % - не горит;

от 5 до 15 % - взрывается;

больше 15 % - горит при подаче воздуха.

По сравнению с твердым и жидким топливом природный газ выигрывает по многим параметрам:

- относительная дешевизна, которая объясняется более легким способом добычи и транспорта;

- отсутствие золы и выноса твердых частичек в атмосферу;

- высокая теплота сгорания;

- не требуется подготовки топлива к сжиганию;

- облегчается труд обслуживающих работников и улучшение санитарно-гигиенических условий его работы;

- облегчаются условия автоматизации рабочих процессов.

Проникновение в помещение более 20 % газа может привести к удушью, а при наличии его в закрытом объеме от 5 до 15 % может вызвать взрыв газовоздушной смеси.

Список используемой литературы

1.Тюремнов. С. Н., Торфяные месторождения / Тюремнов. С. Н,- М., «Недра», 1976

2.. Судо М. М Нефть и горючие газы в современном мире / Судо М. М – М.: «Недра», 1984

3. Рудзитис Г. Е., Фельдман Ф. Г. Органическая химия: учебник / Рудзитис Г. Е – М.: «Просвещение», 1991.

4 Фримантл. М. Химия в действии. В 2-х ч. Ч.1.: Пер. с англ. / Фримантл М. - М.: Мир, 1991. - 528с.

5. Фримантл М. Химия в действии. В 2-х ч. Ч.2.: Пер. с англ. / Фримантл М. -М.: Мир, 1991. - 622с.

6.. Ивановский Л.Е Энциклопедия восков, пер. с нем., т. 1, Л., 1956; Торфяной воск и сопутствующие продукты, Минск, 1977; - 115-120с.

7. Белькевич П. И., Голованов Н. Г., Воск и его технические аналоги, // Белькевич П. И., Голованов Н. Г., Минск, 1980.-176с

8. Роговин З. А., Химия целлюлозы, / Роговин З. А -М., 1972;84-86с.

9. Непенин Н. Н., Непенин Ю. Н., Технология целлюлозы, 2 изд., т. 1-2, // Непенин Ю. Н -М., 1976-90.

bukvasha.ru

Методы добычи нефти и её транспортировка.Переработка нефти

Введение……………………………………………………………2

Способы добычи нефти……………………………………………3

Фонтанный способ……………………………………………..3

Газлифтный способ…………………………………………….5

ЭЦН………………………………………………………………7

Возможно вы искали - Курсовая работа: Расчет трехкорпусной выпарной установки непрерывного действия

ЭВН………………………………………………………………8

Переработка нефти……………………………………………….….8

Первичные процессы……………………………………………8

Вторичные процессы……………………………………………9

Транспортировка нефти……………………………………………..11

Похожий материал - Реферат: Тепловой расчет паровой турбины Т-100-130

Заключение…………………………………………………………...13

Список используемой литературы……………………………….....15

Введение

Очень интересно - Реферат: Устройство типового кислородно-конвертерного цеха

Нефть (греч. ναφθα, или через тур. neft , от персидск. нефт ; восходит к аккад. напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефтедобыча — отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти. Нефтедобыча — сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На 13% территории Земли, в стране, где проживает менее 3% населения мира, сосредоточено около 13% всех мировых разведанных запасов нефти. Так как Россия богата нефтяными запасами, то существует определённые механизмы добычи нефти, её переработки и транспортировки.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т.ч. нефти) делятся на:

- фонтан (выход флюида осуществляется за счет разности давлений)

Вам будет интересно - Реферат: Расчет паровой турбины Т-100-130, расчет ступени

- газлифт

- установка электро-центробежного насоса (УЭЦН)

- ЭВН установка электро-винтового насоса (УЭВН)

- ШГН (штанговые насосы)

- другие

Способы добычи нефти

Похожий материал - Контрольная работа: Контроль качества одежды

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

-простота оборудования скважины;

-отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

К-во Просмотров: 77

Бесплатно скачать Реферат: Методы добычи нефти и её транспортировка.Переработка нефти

cwetochki.ru