Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт дополнительного образования

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС

Методические указания для самостоятельной работы

для подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии "Лаборант химического анализа"

Тюмень 2013

Нефтегазовый комплекс: метод. указ. для подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии "Лаборант химического анализа" / сост. Л.В. Трушкова; Тюменский государственный нефтегазовый университет.- Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ 2013.- 45с.

Аннотация

Методические указания "Нефтегазовый комплекс" предназначены для подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии "Лаборант химического анализа"

Рассмотрены вопросы состава и свойств нефтей, производственно-проектной оценки качества нефтей и направлений её переработки; первичной переработки нефти на установках АТ, ВТ. Приведена оценка качества прямогонных фракций нефти и их использования, рассмотрены вторичные процессы переработки нефти.

Рассмотрены вопросы состава, основных свойств и показателей качества природных газов.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Тема 1. Подготовка нефти и газового конденсата к транспорту и переработке

1.1 Балластные компоненты нефти

1.2 Водонефтяная эмульсия. Методы разрушения водонефтяных эмульсий

1.3 Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть

Тема 2. Фракционирование нефти. Определение потенциального выхода фракций

2.1 Определение потенциального содержания дистиллятных продуктов перегонки нефти с помощью ИТК

2.2 Технологическая классификация нефти.

Технологический индекс

Тема 3. Процессы ПЕРВИЧНОЙ переработки нефти

3.1 Первичная перегонка нефти на промышленных установках

3.2 Классификация установок первичной перегонки нефти

3.3 Продукты первичной перегонки нефти

3.4 Установки вакуумной перегонки мазута

ТЕМА 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

4.1 Выбор варианта переработки нефти

ТЕМА5. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

ТЕМА 6. ПОДГОТОВКА И ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ

ТЕМА 7. МЕТОДЫ АНАЛИЗА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

нефть прямогонный переработка газ

Понятие «топливо» объединяет вещества, выделяющие (в результате тех или иных преобразований) энергию, которая может быть использована.

Таким образом, энергетическим топливом называются горючие вещества, которые экономически целесообразно использовать для получения в промышленных целях большого количества теплоты. Это является основным требованием, предъявляемым к топливу.

Основными видами органического топлива являются органические вещества: дрова, близкие к ним растительные материалы, торф, уголь, сланцы, нефть и природные газы.

По способу получения топливо подразделяют на природное и искусственное.

Природным топливом являются дрова, уголь, сланцы, торф, нефть, газовые конденсаты и природные газы.

К искусственному относится топливо, полученное в результате термической переработки природного топлива: кокс; брикеты угля; древесный уголь; мазут; бензин; керосин; солярное масло; дизельное топливо; доменный и коксовый генераторные газы; газы подземной газификации.

Топливо также подразделяют на твердое (дрова, уголь, сланцы, торф), жидкое (нефть, мазут, бензин, керосин, солярное масло, дизельное топливо) и газовое (природные газы, искусственные газы и газы подземной газификации).

Тема 1. Подготовка нефти и газового конденсата к транспорту и переработке

Нефть приготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит удаление от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею: попутного нефтяного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

1.1 Балластные компоненты нефти

Добываемая из нефтепромысловых скважин нефть, строго говоря, нефтью является лишь частично, поскольку вместе с ней из скважины выносится: газ, пластовая вода, содержащая минеральные соли и механические примеси. Углеводородный газ, называемый попутным газом, растворен в нефти и механически смешан с нею, количество его составляет от 10 до 300 м³/т нефти и называется газовым фактором скважины.

Содержание пластовой воды в нефти колеблется от 5 до 90% на нефть и называется обводненностью скважины. Причем чем больше эксплуатируется скважина, тем больше воды содержит добываемая нефть в виде эмульсии.

Пластовая вода сильно минерализирована. В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мг/л.

Механические примеси (до 1% на нефть) состоят из песчинок, пластовой породы, кристалликов минеральных солей, окалины и др.

Все перечисленные примеси являются балластными компонентами нефти, ухудшают ее качество и подлежат удалению. Такую «сырую» нефть нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной подготовки по следующим причинам:

1) высокое содержание растворенного газа в нефти отрицательно в ввиду того, что:

а) увеличивается давление насыщенных паров нефти (Р_н.к.), что снижает безопасность эксплуатации нефтепроводов;

б) увеличиваются потери легких компонентов нефти (при транспорте даже с допустимым Р_н.n. потери нефти составляют 2-4% нас.;

в) легкие компоненты попутного газа (С₂-С₄) ухудшают ректификацию нефти.

2) Присутствие пластовой воды в нефти удорожает ее транспортировку по трубопроводам (увеличивается вязкость нефти) и увеличивает энергозатраты на ее испарение и конденсацию при переработке.

3) Наличие в нефти минеральных солей (особенно хлоридов Ca, Mg, Na и др.) придает ей высокие коррозионноактивные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100⁰С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:

MgCl₂+H₂O MgOHCl+ HCl

2HCl + FeS FeCl₂ + H₂S

H₂S+Fe FeS + H_{2 .}

4) При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплоотдачи.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. Используется герметизированная схема сбора и подготовки нефти, включающая следующие этапы:

I. Разгазирование нефти (дегазация). Попутный нефтяной газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5-1,5% углеводородов до бутана включительно.

Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти

II. Обезвоживание и обессоливание (установки подготовки нефти). В основе процесса обезвоживания и обессоливания лежит разрушение (дестабилизация нефтяных эмульсий), образующихся в результате контакта нефти с водой, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления.

III. Стабилизация нефти (при высоком давлении растворенного газа).

IV. Сортировка и смешение нефти. Оценка качества нефти.

1.2 Водонефтяная эмульсия. Методы разрушения водонефтяных эмульсий

Вода и нефть, взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию «вода в нефти»).

Образуется такая эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Структура водонефтяной эмульсии схематично показана на рис. 1



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Капли (глобулы) диспергированной воды имеют диаметр (d_k) от 0,1 до 1000 мкм, и каждая из них окружена адсорбированной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти (смолисто-асфальтовых веществ), называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя толщиной у создает как бы защитную «скорлупу» вокруг каждой глобулы воды, препятствующую слиянию (коалесценции) глобул даже при самопроизвольном столкновении. Интенсивность адсорбции эмульгаторов на поверхности глобул воды определяется тем, что дисперсная фаза (вода) при указанных выше размерах капель имеет огромную межфазную поверхность (десятки квадратных метров в литре нефти). На такой поверхности может адсорбироваться большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию.

Устойчивость эмульсий зависит от следующих факторов:

1. Средний диаметр глобул воды.

Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивым будет эмульсия. Согласно формуле Стокса скорость оседания частиц (щ₀, м/с) в спокойной жидкости (Re<1) описывается формулой:

, где (1)

d_k - диаметр капли, м

- плотность воды и нефти, кг/м³

м - динамическая вязкость нефти, Па?с.

Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить отделение от нее воды, необходимо, как следует из формулы (1), укрупнить капли воды.

2. Время «жизни» эмульсии.

Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой. Имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти; чем их больше тем меньше диаметр капель, т.е. устойчивее эмульсия.

3. Физико-химических свойств нефти и химического состава эмульгированнной воды.

Из формулы 1 следует, что скорость осаждения капель при прочих равных условиях зависит от плотности нефти ( чем больше сн, тем меньше щ0).

Обратно пропорционально влияет на скорость осаждения капель воды вязкость: снижение ее (например, за счет повышения температуры) также увеличивает скорость осаждения.

4. Температура эмульсии.

Она определяет плотность и вязкость нефти. Кроме того, с повышением температуры меняются состав и толщина сольватного слоя вокруг глобул воды (за счет увеличения растворимости в нефти).

Методы разрушения водонефтяных эмульсий.

Все существующие методы подразделяют на три группы - механические, термохимические и электрохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения щ₀ взаимодействием в той или иной степени на параметры, определяющие ее по формуле 1.

1. Механические методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1-2 ч. Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется.

2. Термохимический метод. Заключается в вводе в систему деэмульгатора (химического вещества), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев до 60-100⁰С) и ускорения укрупнения капель воды.

Деэмульгатор вводят в поток нефти в количестве 5-50 г/т нефти.

Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с большой глубиной обессоливания.

3. Электрохимический метод. Этот метод заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменной промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, а результате частой смены полярности электродов увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды (до 0,1% мас.).

В промысловой практике применяется электрохимический способ обезвоживания нефти. Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (термохимический метод), а диспергированная ее часть - в электродегидраторах (электрический способ). Нефть, поставляемая с промыслов в магистральные нефтепроводы, должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по качеству.

Для достижения глубокого обессоливания нефти электротермо-химический способ осуществляют в две или три ступени с противоточной подачей свежей воды (установки ЭЛОУ НПЗ). При смешении нефти с пресной водой создается искусственная эмульсия (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Число ступеней обессоливания нефти определяется содержанием солей в исходной нефти и устойчивостью эмульсии.

После глубокой очистки на установках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов поддерживается содержание воды менее 0,1% мас., солей - менее 5 мг/л; такая нефть пригодна для переработки.

1.3 Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть

В соответствии с ГОСТР51858-2002 условное обозначение товарной нефти, поставляемой в магистральные нефтепроводы, состоит из четырех цифр:

Класс нефти (по содержанию серы).

Тип нефти (по плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовых долей парафина).

Группа нефти (по степени промысловой подготовки).

Вид нефти (по содержанию сероводорода и легких меркаптанов).

По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:

Класс нефти (по содержанию серы, % мас.):

1) малосернистая ( 0,60);

2) сернистая (0,61-1,80);

3) высокосернистая (1,81-3,50);

4) особо высокосернистая (> 3,50).

Тип нефти

Показатель	0 (особо легкая)	1 (легкая)	2 (средняя)	3 (тяжелая)	4 (битуминозная)
	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт
1. Плотность, кг/м3, при температуре: 200С 150С	<830,0 <834,5	830,1-850,0 834,6-854,4	850,1-870,0 854,5-874,4	70,1-895,0 874,5-899,3	>895,0 >899,3
2.Выход фракции, % не менее, при температуре до: 2000С 3000С 3500С	- - -	30 52 62	- - -	27 47 57	- - -	21 42 53	- - -	- - -	- - -	- - -
3. Массовая доля парафина, % не более	-	6,0	-	6,0	-	6,0	-	-	-	-

Группа нефти

Показатель	Норма для группы
	1	2	3
1. Массовая доля воды, % не более	0,5	0,5	1,0
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900
Показатель	1	2	3
3. Массовая доля механических примесей, % не более	0,05	0,05	0,05
4.Давление насыщеных паров, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
5.Содержание хлорорганических соединений во фракции выкипа-ющей до 204оС, ppm, не более	10	10	10

Вид нефти

Показатель	Норма для вида
	1	2
1. Массовая доля сероводорода млн-1 (ррm), не более	20	100
2. Массовая доля метил-и этилмеркаптанов, ррm, не более	40	100

Тема 2. Фракционирование нефти. Определение потенциального выхода фракций

Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения.

Как правило, нефти и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или дистиллятами. Нефтяные фракции в отличии от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, т.е. имеют температуру начала кипения (н.к.) и температуру конца кипения (к.к.). температура начала и конца кипения зависит от химического состава фракции.

Например: бензиновая фракция - это фракция выкипающая в интервале (28-180)⁰С. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них (в объемных или массовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить.

В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция - тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последней дробной конденсацией образовавшихся паров.

В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта дистилляции нефти:

1. Простая дистилляция, когда образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют, она в свою очередь подразделяется на:

а) перегонка с постепенным испарением (ГОСТ 2177-85);

б) перегонка с однократным испарением (ОИ), при котором при достижении заданной температуры в один прием (однократно) отделяют паровую фазу от жидкой.

Выход (в % мас.) паровой фазы (долю отгона) определяют по формуле:

е = Д / L 100,

где Д- выход паровой фазы, % мас.

L- количество сырья, % мас.

Ни постепенным, ни тем более однократным испарением невозможно добиться четкого разделения нефтепродукта на узкие фракции, так как часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят, а часть низкокипящих остается в жидкой фазе. Поэтому применяют перегонку с дефлегмацией и ректификацией.

2. Дистилляция с дефлегмацией, когда из образовавшихся при испарении нефти паров конденсируют часть высококипящих фракций, возвращая их в виде жидкой флегмы в кипящую нефть, а оставшиеся пары, обогащенные низкокипящими компонентами, полностью конденсируют.

3. Ректификация - дистилляция с многократно повторяющейся дефлегмацией паров и одновременным испарением низкокипящих компонентов из образующейся флегмы, чем достигают максимальной концентрации низкокипящих фракций в парах до их полной конденсации. Этот метод определения фракционного состава нефти стандартизирован (ГОСТ 11011-85) и выполняется в аппарате для ректификации нефти АРН-2 (аналогичный стандарт США - ASTMD-2892).

При атмосферном давлении перегонку ведут до 220-240⁰С, после чего систему герметизируют и продолжают перегонку до 1,3 кПа (10 мм. рт. ст.) до 320-340⁰С, а затем давление понижают до 0,1-0,15 кПа и ведут до появления первых признаков термического разложения остатка.

Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов (в % мас.) представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по ИТК (истинным температурам кипения).

Кривая ИТК - линия, выражающая зависимость выхода дистиллятных фракций от температурного интервала (t кипения) их при перегонке с помощью ректификации.

2.1 Определение потенциального содержания дистиллятных продуктов перегонки нефти с помощью ИТК

При перегонке нефти в стандартных условиях на АРН-2 получают кривую ИТК (состав по ИТК), по которой можно установить выход любых фракций (бензиновых, керосиновых, дизельных и др.). Этот выход (в % мас.) принято называть потенциальным содержанием данной фракции в нефти (теоретическим выходом), а суммарный выход фракции до 350⁰С - потенциальным содержанием суммы светлых фракций в нефти ().

В справочной литературе [10] содержатся данные по разгонке для нефти в аппарате АРН-2. По этим данным можно построить кривую ИТК нефти и определить в ней потенциальное содержание фракций (рис.2.1).

Так для данной нефти:

t_нк - температура начала кипения нефти, ^о С;

_{tк к} - температура конца кипения нефти, ^о С;

(о-в) - выход нестабильной бензиновой фракции;

(а-в) - выход стабильной бензиновой фракции (н.к. - 180⁰С);

(о-а) - выход газа;[

(о-с) - выход светлых фракций нефти;

(100-с)% - выход мазута и нефти;

(d-c)% - выход вакуумного дистиллята из нефти;

(100-d)% - выход гудрона из нефти.

На практике при перегонке нефти имеет значение не то, сколько светлых фракций выкипает в нефти при ее перегонке на АРН-2, а то, сколько светлых нефтепродуктов товарного качества можно получить из нефти при перегонке ее в промышленных условиях. В этом случае

характеристикой нефти является потенциальное количество суммы светлых нефтепродуктов, которые можно получить из данной нефти ()

Отношение / называется отбором от потенциала, выражается либо в %, либо в долях единицы. Величина зависит не только от качества нефти, но и от того, какой ассортимент светлых нефтепродуктов реально получен из данной нефти.

Рис.2.1. Кривая ИТК нефти

2.2 Технологическая классификация нефти. Технологический индекс

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществлять по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефти. В основу индексации нефти (в соответствие с ГОСТ 38-01197-97) входят: содержание серы в нефти; потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350⁰С; потенциальное содержание и качество базовых масел; содержание парафина в нефти.

Таблица 2.1

Класс	Тип	Группа	Подгруппа	Вид
Массовая доля серы в нефти, % мас.	Массовая доля фракций, выкипающих до 3500С	Потенциальное содержание базовых масел, % мас.	Индекс вязкости базовых масел	Массовая доля парафина в нефти, % мас.
		на нефть	на мазут
1	2	3	4	5	6
0,60	55,0	25,0	45,0	>95	1,50
0,61-1,80	45,0-54,9	15,0-24,9	45,0	90-95	1,51-6,00
>1,80	<45,0	15,0-24,9	30,0-44,9	85-89,9	>6,00
		<15,0	<30,0	<85

Используя эту классификацию для любой промышленной нефти

можно составить технологический индекс, состоящий из пяти цифр.

Например:

Усть-Балыкская нефть - 2.3.1.1.2

Самотлорская нефть - 2.1.3.1.2

Шаимская нефть - 1.1.2.1.2

Туймазинская нефть - 2.2.3.3.2

Ножовская нефть - 3.3.4.2.2

Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов и ассортимент конечных продуктов.

Тема 3. Процессы ПЕРВИЧНОЙ переработки нефти

Первичная переработка нефти осуществляется на установках обезвоживания и обессоливания нефти, первичной ее перегонки, вторичной перегонке широкой бензиновой фракции.

Обезвоживание и обессоливание - удаление воды и солей из нефти перед подачей ее на переработку, производимые на установках ЭЛОУ. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других нефтепродуктов.

3.1 Первичная перегонка нефти на промышленных установках

Подготовленная на ЭЛОУ нефть поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции и мазут или гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные нефтепродукты. Поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов в соответствии с вариантом переработки нефти.

Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами: имеет непрерывный характер выкипания, невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих и практически нелетучих смолисто-асфальтеновых и серо-, азот- и металл органических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства нефтепродуктов и затрудняющих последующую их переработку.

Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута - в вакууме. Выбор температурной границы деления нефти при атмосферном давлении между дизельным топливом и мазутом определяется не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка. Так, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300°С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива низкой вязкости.

Однако такой вариант в настоящее время не является основным. В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга - наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти - на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки (АТ и АВТ) осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно. Для получения же котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки.

Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем перегонки нефти и мазута и вариантов переработки нефти в целом.

Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяным паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет предотвратить унос капель паровым потоком.

Схемы аппаратурно-технологического оформления перегонки нефти и мазута изображены на рис.3.1.

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной колонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута.

Рис.3.1. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегонки мазута (б):

1 - секция питания; 2 - сепарационная секция; 3 - сложная колонна; 4 - боковые отпарные секции; 5 - нижняя отпарная секция;

I - нефть; II- дистиллятные фракции; III - водяной пар; IV - затемненный продукт; V - мазут; VI - гудрон; VII - вода.

Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров вверху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма F_n, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным F_n- (0,05-0,07)Д то доля отгона сырья должна быть на величину F_n больше отбора дистиллятной фракции.

При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолисто-асфальтеновых, сернистых и металл- органических соединений.

Используемые в промышленности ректификационные системы позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.

3.2 Классификация установок первичной перегонки нефти

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти - топливного или топливно-масляного.

При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках AT (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке - на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту - на установках АВТ масляного варианта. Если установки AT имеют только атмосферный блок, то установки АВТ - блоки атмосферной и вакуумной перегонки нефти и мазута соответственно. Иногда строят установки ВТ (чаще как секции маслоблока или для получения остаточного битума).

В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках AT при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо).

По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекированием.

При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологической схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. 3.2.

По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства битума.



Рис.3.2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному варианту неглубокой переработки AT (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

1 - атмосферная колонна; 2 - отпарная секция; 3 - вакуумная колонна;

I - нефть; II-легкий бензин; III-углеводородный газ; IV- тяжелый бензин; К-водяной пар; VI- керосин; VII- легкое дизельное топливо; VIII- тяжелое дизельное топливо; IX- мазут; X- неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI- широкая масляная фракция; XII- гудрон; XIII- легкий масляный дистиллят; XIV- средний масляный дистиллят; XV- тяжелый масляный дистиллят.

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.

Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.3.



Рис. 3.3. Комбинированная схема установки АВТ:

1 - электродегидратор; 2 - колонна стабилизации; 3 - атмосферная колонна; 4 - отпарная секция; 5-вакуумная колонна I ступени; 6- вакуумная колонна II ступени;

I-нефть; II - легкий стабильный бензин; III-сжиженный газ; IV- углеводородный газ; V- тяжелый бензин; VI- водяной пар; VII- керосин; VIII- легкое дизельное топливо; IX -тяжелое дизельное топливо; X- легкий вакуумный газойль; XI- неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XII- легкий масляный дистиллят; XIII- средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV- гудрон (на деасфальтизацию); XVI- широкая масляная фракция; XVII- утяжеленный гудрон (асфальт)

3.3 Продукты первичной перегонки нефти

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефти получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н.к. - 140 (180) °С, керосиновые 140 (180)-240 "С, дизельные 240-350 "С, вакуумный дистиллят (газойль) 350-490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350-400, 400-450 и 450-500 °С, тяжелый остаток > 500 °С - гудрон. Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефти. В качестве примера в табл. 2 приведены данные по выход; топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефти, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций - содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мас.) соответственно (табл.2).

Таблица 3.1.

Температуры выкипания и выход продуктов перегонки нефти на установках АВТ

Продукт (фракция)	Пределы выкипания, С	Выход фракции, % (мае.) на нефть
		ромашкинская	самотлорская
Газ		1,0	1,1
Бензиновые фракции	н.к. - 62	2,0	4,1
	62-85	2,7	2,4
	85-120	4,3	4,5
	120-140	3,2	3,0
	140-180	6,4	6,0
Керосин	180-240	9,8	9,5
Дизельное топливо	240-350	17,0	19,0
Широкая масляная фракция	350-460	17,8	21,0
Гудрон	>460	35,0	28,4
Потери	-	0,8	1,0

Рассмотрим направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута.

Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, получения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бутановая фракция может получаться в сжиженном или газообразном состоянии.

Бензиновая фракция н.к. - 180 ^оС используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации).

Керосиновая фракция 120-240 °С после очистки или облагораживания используется как реактивное топливо; фракция 150-300 °С - как осветительный керосин или компонент дизельного топлива.

Фракция дизельного топлива 180-350 °С после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов легкого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствующего фракционного состава, например 180-240 и 240-350 "С. Фракция 200-220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для производства жидких парафинов - основы для получения синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль 330-360 °С - затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки каталитического крекинга.

Мазут - остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (> 360 °С) - как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического крекинга).

Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350-500° или 350- 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции 350-400, 400-450 и 450-500 °С после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используются для производства смазочных масел.

Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

3.4 Установки вакуумной перегонки мазута

Эффективность процесса вакуумной перегонки мазута, как и перегонки нефти, зависит как от параметров технологического режима, так и от конструктивных особенностей отдельных узлов блока: печи, трансферной линии, узла ввода сырья, конструкции тарелок, насадок и т. д.

Основное назначение вакуумной перегонки мазутов: получение широкой фракции 350-550 °С (и выше) - сырья для каталитических процессов и дистиллятов для производства масел и парафинов. В отношении требований к качеству сырья эти две задачи различаются по четкости ректификации, но общим условием является максимальный отбор дистиллятов при минимуме потерь их с остатком. Эти требования влияют на технологические и конструктивные решения, а также аппаратурное оформление вакуумной перегонки мазута. К настоящему времени мощности вакуумных колонн достигают 3 млн. т/год, а их диаметры увеличились до 8,6-9,0 м. В соответствии с повышением мощностей изменялись и конструкции вакуумных колонн. В отечественной и зарубежной практике перегонка мазута осуществляется в основном по трем схемам, приведенным на рис. 3.7 ( а, б, в). Для масляно-парафинового варианта перегонки применяются все три схемы; для топливного (получение сырья каталитических процессов) - только схема а. Появление схем б и в вызвано повышением требований к четкости ректификации масляных дистиллятов и необходимостью сужения пределов их выкипания.

Состав мазута, поступающего на вакуумный блок из атмосферной колонны, регламентируется содержанием фракций, выкипающих до 350 °С. Традиционно считают, что содержание светлых должно составлять не более 5 % (мас.), так как их рост приводит к увеличению диаметра вакуумной колонны, затрудняет полную конденсацию паров на верху колонны и увеличивает загрузку вакуумсоздающей системы. Необходимо отметить, что содержание светлых фракций в мазуте определяется фракционным составом (а именно температурой конца кипения) получаемого в атмосферной колонне дизельного топлива.

Рис. 3.7. Варианты схем (а, б, в) вакуумной перегонки мазута:

1 - вакуумные колонны; 2- печи; 3 - эжекторы; 4-холодильники;

I-сырье; II-IV- масляные фракции; V-гудрон; VI- несконденсированные пары и газы; VII- водяной пар

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

Температура нагрева сырьевого потока (мазута) определяется температурой его термического разложения, которое ведет к образованию не-конденсируемых газов разложения. На их откачку расходуется мощность вакуумсоздающей системы. При нагреве малосернистых мазутов до 410-415 °С и сернистых до 400-410 °С выход этих газов составляет 0,05-0,15 % (маc.) на мазут при теплонапряженности поверхности нагрева труб печей 62,7-71 тыс. кДж/(м²-ч). Эти температуры нагрева близки к предельно допустимым. Минимальное давление на выходе из печи обеспечивается правильным подбором конструкции трансферной линии, связывающей печь с колонной, при этом минимизируется перепад давления между печью и вакуумной колонной. Рекомендуются следующие оптимальные значения параметров: длина трансферной линии не более 30 м (без резких поворотов и вертикальных участков), удельная массовая скорость потока мазута - не более 150 кг/(с * м²).

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

Для полной конденсации паров вверху вакуумной колонны (по сравнению с атмосферной) требуется значительно больше тарелок циркуляционного орошения, чтобы обеспечить те же значения тепла конденсации.

Для создания максимального температурного напора и равномерной нагрузки на тарелки ВЦО рекомендуется схема порционной подачи охлажденной флегмы. Предполагается, что при такой схеме, кроме углубления конденсации и сокращения потерь сверху колонны, обеспечивается гибкость и стабильность режима верха колонны и вакуум-создающего устройства. При проектировании иногда не учитывают специфику работы конденсационной части вакуумной колонны. Это часто приводит к общему недостатку существующих высокопроизводительных вакуумных колонн - нехватке флегмы для полной конденсации и поддержания нужной температуры вверху конденсационной секции.

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

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

ТЕМА 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

4.1 Выбор варианта переработки нефти

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических процессах, предназначенных для получения ассортимента товарных нефтепродуктов.

Процессы переработки нефти можно разделить на три группы:

1. Первичная перегонка, т.е. фракционирование с целью выработки прямогонных фракций, характеризующихся низким качеством и используемых в основном в качестве сырья вторичных процессов.

2. Процессы облагораживания прямогонных фракций (каталитический риформинг, гидроочистка и т.д.).

3. Процессы углубления переработки нефти, позволяющие из нефтяных остатков (мазута, гудрона) вырабатывать дополнительное количество светлых нефтепродуктов ( каталитический крекинг, гидрокрекинг и т. д. ).

Существует три основных направления переработки нефти: 1) топливное; 2) топливно-масляное;3) нефтехимическое (комплексное).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. Схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55-60% мас. и зависит в основном от фракционного состава сырья. При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив, сводя к минимуму выход котельного топлива. При этом предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы: каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, висбрекинг. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70-90% мас. По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учетом их качества.

Нефтехимический (комплексный) вариант переработки нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Вариант переработки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества основных нефтепродуктов, получение которых возможно из данной нефти, баланса основных нефтепродуктов в стране или данном регионе, состояния экономики и конъюнктуры рынка в перспективе. Например, нефть, имеющая шифр 1.1.3.2.1 (малосернистая с высоким содержанием светлых, малым содержанием масляных фракций, имеющих ИВ 85-90 и малым содержанием парафина) целесообразно перерабатывать по топливному варианту с получением в атмосферной части АВТ светлых топливных фракций (бензин, авиакеросин, или зимнее дизтопливо и компонент летнего дизтоплива) и получение в вакуумной части сырья для каталитического крекинга и гудрона. В связи с тем, что потребность в смазочных маслах составляет не более 4-8% от общей потребности в нефтепродуктах, только масляный вариант переработки мазута принимают при небольшой производительности завода. Для крупных заводов ставят две АВТ (топливную и топливно-масляную).

ТЕМА 5. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природный газ включает: собственно природный газ, попутный нефтяной газ, газ газоконденсатных месторождений. Собственно природный газ - это газообразные смеси углеводородов, состоящие (от 80 до 90 %) из метана и негорючих газов, содержащие примеси водяных паров, пыли и смол. Попутный нефтяной газ выделяется при добыче нефти и содержит кроме метана этан, пропан и более тяжелые углеводороды.

Основные месторождения природного газа - в Ставропольской, Саратовской областях, на Урале (Ухта), в Западной Сибири (Ямал); нефти - в Самарской области, Татарстане, Башкирии, на Северном Кавказе, в Западной Сибири.

Некоторые свойства и состав газов представлены в таблицах 5.1, 5,2.

Таблица 5.1

Характеристика природных газов некоторых месторождений

Месторождение (газопровод)	Состав газа, %	Плотность, кг/м3	Qn МДж/м3
	CH4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12 и выше	N2	СО2
Северо-Ставропольское (Ставрополь - Москва, II нитка)	92,8	2,8	0,9	0,4	0,1	2,5	0,5	0,772	36,55
Дашавское (Дашава-Киев)	98,9	0,3	0,1	0,1	0	0,4	0,2	0,712	35,88
Шебелинское (Шебел и н ка-М осква)	94,1	3,1	0,6	0,2	0,8	1,2	0	0,776	37,87
Саушкинское (Саушкин - Камышин)	96,1	0,7	0,1	од	0	2,8	0,2	0,741	35,13
Коробковское (Коробки - Камышин)	81,5	8,0	4,0	2,3	0,5	3,2	0,5	0,901	41,45
Карадагское (Карадаг-Ереван)	93,9	3,1	1,1	0,3	0,1	1,3	0,2	0,766	37,10
Бухарское (Бухара-Урал)	94,9	3,2	0,4	0,1	0,1	0,9	0,4	0,758	36,72
Среднеазиатское (Средняя Азия -Центр)	93,8	3,6	0,7	0,2	0,5	0,7	0,5	0,776	37,55
В Республике Коми (Игрим -Нижний Тагил)	95,8	1,9	0,6	0,3	0,1	1,3	-	0,741	36,47

Таблица 5.2

Характеристика некоторых нефтепромысловых попутных газов

Месторождение	Содержание компонентов, % (об.)
	СН4	С2 Н6	С3 Н8	С4Н10	С5Н12	С6Н14	N2	H2S	СО2
Самотлорское	82,88	4,23	6,48	3,54	1.05	0.32	1.17	-	0.32
Варьёганское	77,25	6,95	9,42	4,25	0,90	0,12	0,93	-	0,18
Фёдоровское	84,71	3.48	5,73	3,4	1,1	0,21	1,15	-	0,22
Холмогорское	79,9	6,24	6,88	3,96	0,86	0,10	1.89	-	0.17
Правдинское	58,4	11,65	14,53	9,2	3,62	0.57	0,66	-	1.37
Локосовское	82,53	3,85	7,92	4,06	1,28	0.21	0.04	-	0.11
Мамонтовское	75,97	6,41	9,84	4,57	1,61	0.23	1,14	-	0.23
Южно-Балыкское	68,16	9,43	15,98	4.50	0,51	0.66	0.64	-	0.12
Ромашкинское	43.41	20,38	16,23	6,39	1,64	0,43	11,23	-	0.29
Туймазинское	33.01	25,54	21,93	8,48	2,98	1,07	6,99.	-	-
Кулешовское	39,91	23,32	17,72	5,78	1,01	0,09	11.36	0.35	0.46
Коробковское	76,25	8,13	8,96	3,54	1,04	-	1.25	-	0.83
Яринское	23,90	24,90	23,10	13,90	7,80	-	6,40	-	-

Физические свойства газов

Важнейшими физическими свойствами газов являются молярная масса, плотность, вязкость и влажность. От свойств простых горючих и балластных газов, входящих в состав газового топлива, зависят его теплофизические...