Нефть: происхождение, состав, методы и способы переработки

воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно

сериями центрифуг с числом оборотов от 350 до 5000 в мин., при

производительности 15-45 м3/ч каждая.

. химический:

разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных

веществ – деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным

вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной

активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз)

и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее

химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод

применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

. электрический:

при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы

воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться,

сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и

более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые

электродегидраторами (ЭЛОУ – электроочистительные установки), с рабочим

напряжением до 33000В при давлении 8-10 атмосфер, применяют группами по 6-8

шт. с производительностью 250-500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с

химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в

промышленной нефтепереработке.

Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

2. Сортировка и смешивание нефти.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются

друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые

фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией

ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют

высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей

содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень

низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической

переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др.

Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных

характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью

недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах

месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет

нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому

близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах

смешивают и направляют на совместную переработку.

3. Выбор направления переработки нефти.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых

нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем

технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в

товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

. топливный,

. топливно-масляный,

. нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и

котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим

числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями.

Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой

переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход

высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных

топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом

варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор

процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и

остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда

относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический

риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы,

например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена

на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой

переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами

получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают

нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае

для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество

технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше

350°С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными

растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых

веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при

помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения

температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций

доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел

используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки

отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и

средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла

(авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации

жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт

подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или

кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими

вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в

связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими

капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых

проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую

переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой

сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки

высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка

сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и

др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие

физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством

азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических

волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и

многих других химикалий.

4. Принципы первичной переработки нефти.

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.

5. Перегонка нефти.

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. Завод

Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труба через бочку с

водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая бочка – приёмник

для керосина.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным

испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до

определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу.

Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным

нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с

соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с

постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для

получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается

от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью

получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без

термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при

атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки

отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья,

меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе

нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех

нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных

нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (термического и

каталитического крекинга, риформинга).

В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на

непрерывно действующих трубчатых установках. У них устраивается трубчатая

печь, для конденсации и разделения паров сооружаются огромные

ректификационные колонны, а для приёма продуктов перегонки выстраиваются

целые городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри

огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый стальной

трубопровод. Длина труб в печах достигает километра. Когда завод работает,

по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть с большой

скоростью – до двух метров в секунду. Печь обогревается горящим мазутом,

подаваемым в неё при помощи форсунок. В трубопроводе нефть быстро

нагревается до 350-370°. При такой температуре более летучие вещества нефти

превращаются в пар.

Так как нефть – это смесь углеводородов различного молекулярного веса,

имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные

нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин

(tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий

газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-

430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – мазут (tкип выше 430°С).

Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным

давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-

либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения

температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с

жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает

подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний

представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от

жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более

однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом

этапе.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным

испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным

испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то

метод однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой

температуре нагрева нефти 350-370°С (при более высокой температуре

начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую

фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из

нефти фракций, выкипающих выше 350-370°С, применяют вакуум или водяной пар.

Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением

в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать

высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и

экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

6. Устройство и действие ректификационной тарельчатой колонны.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между

восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные

колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от

давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления,

атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и

бензина. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном

применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на

рисунке. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где

нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в

огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть

нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть

(питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть

нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все

время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде

парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате

снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза

отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает

вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны. В

ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых

осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей

жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего

продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается на верхнюю тарелку

и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими

компонентами.

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной

части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо

испаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в

паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение,

поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой

фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу

– высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения

концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В

качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина,

инертный газ, чаще всего – водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается

парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения.

В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе

после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с

водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю

ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру

в ней на 10-20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его

в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или

несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350-450°С под

давлением 2-3 атмосферы).

Влияние водяного пара заключается в следующем:

. интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению

низкокипящих углеводородов;

. создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов

происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их

природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу

колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное

состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа

происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство

перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию.

Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья,

т.к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию

аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке

нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой

смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого

нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные

фракции – лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает

применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума

и вакуумсоздающей аппаратуры и, в то же время, избавляет от указанных

сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его

относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче

испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в

качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-

газойлевую фракцию.

В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350-

370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия,

Страницы: 1, 2, 3, 4