Теоретические основы и технология процессов переработки нефти

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Теоретические основы и технология процессов переработки нефти

Содержание

Введение

1. Теоретические основы переработки нефти

1.1 Классификация продуктов переработки нефти

1.2 Подготовка нефтяного сырья

1.3 Оборудование для подготовки и переработки нефти

1.4 Простая и сложная переработка

2. Технология переработки нефти

2.1 Переработка тяжелой фракции высокосернистой нефти

2.2 Нефтеперерабатывающие предприятия РФ: общая характеристика

3. Базовые инновации технологического процесса первичной переработки нефти

3.1 Совершенствование процесса первичной переработки нефти

3.2 Высокоэффективные плазменные технологии для нефтяной промышленности

3.3 Перспективы развития переработки нефти в России

4. Мировые объемы добычи и переработки нефти

Заключение

Библиографический список

Введение

Важнейшим источником энергии в наше время является нефть. Большинство людей в современном обществе связаны с нефтяной отраслью - это геологи, энергетики, технический персонал нефтедобывающих и перерабатывающих предприятий, рабочие бензоколонок и заправочных станций, транспортники и т.д.

Трудно представить современный мир, экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т.д., основой развития которых являются топливно-энергетический комплекс. Уровень развития топливно-энергетического комплекса отражает социальный и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства. Экономически наиболее значимой составной частью топливно-энергетического комплекса является нефтегазовый комплекс, который в свою очередь включает нефтегазодобывающую, нефтегазоперерабатывающую, нефтегазохимическую отрасли промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, и др.) нефти. Нефть и газ являются уникальными и исключительно полезными ископаемыми. Продукты их 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 и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.

Таким образом, исследование современного состояния технологии процессов переработки нефти является весьма актуальным.

Целью учебной практики является организация и проведение информационно-поискового исследования, систематизация и верификация собранных источников, анализ и обобщение информации, написание и оформление обзора по заявленной теме.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

- Организация и проведение информационного исследования.

- Систематизация информационных потоков в области теоретической основы и технологии процессов переработки нефти.

- Изучение теоретических и практических технологии процессов переработки нефти.

- Анализ и обобщение периодических источников, и интернет информации в области переработки нефти.

- Выявление возможных направлений совершенствования переработки нефти в России.

Теоретической базой работы стали: учебная литература по переработки нефти, статьи, а также официальные интернет ресурсы.

Методологической основой исследования являются такие общенаучные приёмы и методы исследования, как сравнение, обобщение, синтез и анализ.

Информационной базой послужили данные о переработки нефти.

Отчёт состоит из введения, трёх глав, заключения, списка использованных источников и двух приложений. Отчёт представлен на 50 страницах, содержит 5 таблицу, 14 рисунков.

Во введении изложена актуальность поставленной темы, сформулированы цель и задачи исследования, описаны методологические основы исследования, теоретические и информационные базы исследования.

В первой главе рассматривается теоретические основы переработки нефти, классификация продуктов переработки нефти, оборудование подготовки и переработки нефти.

Во второй главе исследуются и подробно рассматриваются технология переработки нефти, технология первичной переработки нефти и технология переработки тяжелого нефтяного сырья, данные все представлены наглядно в виде рисунков, схем и таблиц.

В третьей главе изучены перспективные направления развития первичной переработки нефти, а также возможные направления совершенствования переработки нефти в России. Исследованы высокоэффективные плазменные технологии для нефтяной промышленности.

В четвертой главе подробно описываются мировые объемы добычи нефти, а также экономические проблемы связанные с добычей и переработкой нефти и пути их решения, рассмотрены планы на будущее.

1. Теоретические основы переработки нефти

1.1 Классификация продуктов переработки нефти

Сама по себе нефть - это сложная смесь, содержащая тысячи различных органических молекул углеводородов: 83-87% углерода, 11-15% водорода, 1-6% серы,

· парафины - насыщенные цепи,

· нафтены - насыщенные кольца,

· ароматические углеводороды - ненасыщенные кольца [18, с.30].

В наше время есть три основных направления переработки нефти: топливное, топливно-масляное и нефтехимическое.

– в первом случае нефть перерабатывается на моторные и котельные топлива

– второе направление служит для получения не только моторного топлива, но разных сортов смазочных масел, поэтому для их производства выгодней использовать нефть с высоким содержанием масляных фракций

– нефтехимическая или комплексная переработка нефти предусматривает, наряду с топливами и маслами, производство сырья для нефтехимии: ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и другое, а также выпуск продукции нефтехимического синтеза [23].

Выбор конкретного направления переработки нефти и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов определяется качеством сырой нефти.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает более 500 наименований газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов. Их принято классифицировать по назначению. Основными и наиболее известными группами нефтепродуктов являются:

– моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателя подразделяют на: карбюраторные (авиационные и автомобильные бензины), реактивные и дизельные.

– энергетические топлива: газотурбинные и котельные.

– нефтяные масла: смазочные и несмазочные (несмазочные масла предназначены не для смазки, а для применения в качестве рабочих жидкостей в тормозных системах, трансформаторах, конденсаторах и т.п.). Кроме того, существуют следующие группы нефтепродуктов:

– углеродные и вяжущие материалы: нефтяные коксы (применяются для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры), битумы (дорожное строительство - в виде асфальта, а также производство электро- и гидроизоляционных материалов) и нефтяные пеки (изготовление электродов).

– нефтехимическое сырье: ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы, нафталин и др., применяются для получения красителей и фармацевтических препаратов, в качестве растворителей), сырье для пиролиза - разложения химических соединений при нагревании, парафины и церезины (жидкие парафины служат сырьем для получения белково-витаминных концентратов, синтетических жирных кислот и поверхностно-активных веществ).

– нефтепродукты специального назначения подразделяются на: термогазойль (сырье для производства технического углерода), консистентные смазки, осветительный керосин, присадки к топливам и маслам, деэмульгаторы, элементную серу, водород и другие [1, с.25].

Вырабатываемые на нефтеперерабатывающих заводах продукты подразделяют на следующие группы, различающиеся по составу, свойствам и областям применения.

Основные продукты переработки нефти подразделяются:

– конечные продукты потребления нефти;

– промежуточные продукты потребления нефти. К ним относятся продукты, которые используются для создания наиболее сложных, комплексных и системных продуктов на следующих уровнях технологической лестницы.

На рисунке 1 показана диаграмма основных продуктов нефти. Из рисунка видно, что превалирующая часть принадлежит топливу.

Рисунок 1 - Диаграмма основных продуктов нефти

В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов, на сегодняшний день из нефти производят: жидкое топливо газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), машинные масла и смазочные материалы, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты, пластмассы, сера, деготь, удобрения, моющие средства, взрывчатку, пластилин, полиэтиленовую пленку, рыболовную леску, хозяйственные сумки, синтетические нитки и ткани (нейлон, капрон), одежду (чулки, шубы, белье, куртки) [24].

Из нефти получают резину, из которой производятся шины и камеры колес всех машин, самолетов, велосипедов. Из нее также делают краски, лекарства, битум для изоляции труб и покрытия дорог. Синтетический аммиак. Нефтесодержащие ядохимикаты. Полученный из нефти воск - материал для свечей, вощеной бумаги и целлофана. Из нефти вырабатываются синтетические волокна, которые входят в состав тканей. Из нефти производится более тысячи смазочных масел. А смазочный материал так необходим во всем, начиная с часов и частей механизмов, заканчивая локомотивами и электрическими генераторами [23, с.6].

1.2 Подготовка нефтяного сырья

Нефть, которую извлекают из скважин, содержит в себе попутный газ, какие-либо механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, хлориды кальция и хлориды магния, реже - карбонаты и сульфаты. Как правило в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает примерно 90…98%. Очевидно полагать, что такую «грязную» и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (H₂S, CO₂) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на нефтеперерабатывающем заводе без тщательной ее промысловой подготовки [4, с.72].

Таким образом, нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механический примесей, воды и минеральных солей.

На первом этапе происходит обессоливание нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Так как продолжается увеличение и комбинирование технологических установок, то повышается и требования к содержанию хлоридов металлов в нефти, поступающих на переработку. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов [4, с.72].

В связи с тем, что пресная вода и неуглеводородные примеси, содержащиеся в чистой нефти взаимно нерастворимы, то при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Но при наличии в нефти, например, 73 таких примесей система нефть-вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Дисперсные системы из двух взаимно малорастворимых или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в другую в виде мельчайших капель (глобул), называются эмульсии. Дисперсионная среда - это жидкость, в которой распределены глобулы, а диспергированная жидкость - дисперсной фазой. (Различают два типа нефтеных эмульсий: нефть в воде (Н/В) - гидрофильная и вода в нефти (В/Н) -- гидрофобная).

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий, - деэмульгаторами [4, с.73].

Эмульгаторами чаще всего бывают полярные вещества нефти, такие как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводы - парафины и церезины нефти. Тип образующейся эмульсии в значении степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, т. е. гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные - гидрофильную эмульсию типа Н/В.

Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгаторов, представляющих собой синтетические поверхностно-активные вещества, обладающих по сравнению с содержащимися в нефти природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью, может быть результатом:

– адсорбции вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;

– образования нестабильных эмульсий противоположного типа;

– химического растворения адсорбционной пленки [4, с.74].

Помимо всего прочего существует промышленный процесс обезвоживания и обессоливания нефти, который основан на применении методов не только химически, но и электрической, тепловой и механических обработок нефтяных эмульсий, направленных на разрушение сольватной оболочки и снижение структурно-механической прочности эмульсий, создание более благоприятных условий для коалесценции и укрупнения капель и ускорения процессов осаждения крупных глобул воды, осуществляется на электрообессоливающих установках [4, с.76].

Принципиальная технологическая схема установки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рисунке 3 [30, с. 126].

Рисунок 2 - Принципиальная схема электрообессоливания нефти (секции): I - сырая нефть; II - деэмульгатор; III - содо-щелочной раствор; IV - свежая вода; V - обессоленная нефть; VI - вода из электродегидратора 2-й ступени (ЭГ-2); VII - соленая вода из ЭГ-1

На рисунке 2 показано, как смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменнике до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два последовательно работающих электродегидратора ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборотная или паровой конденсат) в количестве 5…10% от массы на нефть. После охлаждения в теплообменнике обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции электрообессоливающей установки комбинированием установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти [4, с.80].

Как правило, сырая нефть нагревается и превращается в газ. Нагретый газ поступает в нижнюю часть дистилляционной колонны и становится холоднее, а затем он перемещается вверх по высоте колонны. По мере того как газ охлаждается до температуры ниже их точки кипения, он конденсируются в жидкость. Далее сырые фракции обрабатываются для того, чтобы сделать несколько различных готовых изделий.

1.3 Оборудование для подготовки и переработки нефти

Классификация реакционной колонны и их контактных устройств которые применяются в нефтепереработке и газопереработке. Реакционные колонны подразделяются:

1) по назначению:

– для атмосферной перегонки и вакуумной перегонки нефти и мазута;

– для вторичной перегонки бензина;

– для стабилизации нефти газовых конденсатов, нестабильных бензинов;

– для фракционирования нефтезаводских, нефтяных и природных газов;

– для отгонки растворителей в процессах очистки масел;

– для разделения продуктов в трубчатой печи и каталитических процессов переработки нефтяного сырья и газов и так далее;

2) по способу межступенчатой передачи жидкости:

– с переточными устройствами (с одним, двумя или более);

– без переточных устройств (провального типа);

3) по способу организации контакта парогазовой и жидкой фаз:

– тарельчатые;

– насадочные;

– роторные.

Самыми распространенными по типу применения контактными устройствами являются тарельчатые и насадочные ректификационные колонны [29, с. 3].

В ректификационных колоннах используются сотни разных конструкций контактных устройств, которые значительно различаются по своим характеристикам и технико-экономическим показателям. Несмотря на это, в эксплуатации ректификационные колонны находятся, наравне с самыми современными конструкциями, контактными устройствами таких типов (например, желобчатые тарелки и другие), которые, хоть и обеспечивают получение целевых продуктов, но не могут быть порекомендованы для современных и перспективных производств. При выборе типа контактного устройства чаще всего руководствуются следующими качествами: производительностью; гидравлическим сопротивлением; коэффициентом полезного действия; диапазоном рабочих нагрузок; возможностью работы на средах, склонных к образованию смолистых или других отложений; материалоемкостью; простотой конструкции, легкостью изготовления, монтажа и ремонта.

На рисунке 3 представлена классификация контактных устройств [5, с.71].

Контактные устройства применяются не только в ректификационных, но и абсорбционных и экстракционных процессах разделения смесей. Такие контактные устройства делятся:

– по способу организации относительного движения потоков контактирующих фаз - на противоточные, прямоточные, перекрестноточные и перекрестнопрямоточные;

– по регулируемости сечения контактирующих фаз - на тарелки с нерегулируемым и регулируемым сечениями. Насадочные контактные устройства принято подразделять на нерегулярные и регулярные [7, с.83].

Рисунок 3 - Классификация контактных устройств массообменных процессов

Противоточные тарелки характеризуются большой производительностью по жидкости, простейшей конструкцией и малой металлоемкостью. Основной их недостаток - это низкая эффективность и узкий диапазон устойчивой работы, неравномерное распределение потоков по сечению колонны, что сильно уменьшает список для их применения.

Прямоточным тарелкам свойственна повышенная производительность, но также им присуща умеренная эффективность разделения, возможно повышенное гидравлическое сопротивление и трудоемкость изготовления. Такой вид тарелок предпочтителен для применения в процессах разделения под давлением.

К перекрестноточным типам тарелок, получившим в переработке нефти и газа преимущественное применение, относятся:

– тарелки с нерегулируемым сечением контактирующих фаз: ситчатые, ситчатые с отбойниками, колпачковые с круглыми, прямоугольными, шестигранными, S-образными, желобчатыми колпачками;

– тарелки с регулируемым сечением: клапанные с капсульными, дисковыми, пластинчатыми, дисковыми эжекционными клапанами; клапанные с балластом; комбинированными колпачково-клапанные и другие.

Перекрестноточные тарелки (за исключением ситчатых) характеризуются более разделительной способностью, так как время пребывания жидкости на них наиболее по сравнению с другими типами тарелок. К недостаткам колпачковых тарелок относят: невысокую удельную производительность, более или менее высокое гидравлическое сопротивление, большую металлоемкость, трудоемкость и высокую стоимость изготовления [23].

Ситчатые тарелки с отбойниками имеют относительно низкое гидравлическое сопротивление, очень высокую производительность, но более узкий рабочий диапазон по сравнению с колпачковыми тарелками. В основном применяются в вакуумных колоннах.

Принцип действия клапанных тарелок, которые имеют клапаны различной формы состоит в том, что свободно лежащий над отверстием в тарелке клапан автоматически регулирует величину площади зазора между клапаном и плоскостью тарелки в зависимости от газопаровой нагрузки и тем самым поддерживает постоянной (в пределах высоты подъема клапана) скорость газа и, следовательно, гидравлическое сопротивление тарелки в целом. Высота подъема клапана ограничивается высотой ограничителя (кронштейна, ножки) [13, с.334].

Балластные тарелки отличаются по устройству от клапанных тем, что в них между легким клапаном и ограничителем установлен более тяжелый, чем клапан, балласт. Клапан начинает приподниматься при малых скоростях газа или пара. С дальнейшим увеличением скорости газа клапан упирается в балласт и потом поднимается вместе с ним. В результате балластная тарелка, по сравнению с чисто клапанной, значительно раньше вступает в работу, имеет более широкий рабочий диапазон, более высокую (на 15…20%) эффективность разделения и пониженное (на 10…15%) гидравлическое сопротивление.

Важно знать, что универсальных конструкций тарелок не существует. При выборе конкретного типа тарелок следует полагаться на показатели эффективности, удовлетворяющих требования, которые предъявляют исходя из функционального назначения ректификационных колонн.

К насадкам предъявляют следующие основные требования: большая удельная поверхность; хорошая смачиваемость жидкостью; малое гидравлическое сопротивление; равномерность распределения жидких и газовых (паровых) потоков; высокие химическая стойкость и механическая прочность; невысокая стоимость [23].

Насадок, которые полностью удовлетворяют всем указанным требованиям, не бывает, поскольку некоторые из требований противоречивы.

Конденсационно-вакуумсоздающая система. Заданная глубина вакуума в вакуумной колонне создается с помощью конденсационно-вакуумсоздающей системы установок атмосферно-вакуумной трубчатки путем конденсации паров, уходящих с верха колонн, и эжектирования неконденсирующихся газов и паров. Конденсационно-вакуумсоздающая система современных установок атмосферно-вакуумной трубчатки состоит из системы конденсации, системы вакуумных насосов, барометрической трубки, газосепаратора и сборника конденсата.

Для конденсации паров на практике применяются два способа:

1) конденсация с ректификацией в верхней секции вакуумной колонны посредством:

– верхнего ЦО;

– ОО;

2) конденсация без ректификации вне колонны в выносных кондторах-холодильниках:

– поверхностного типа (поверхностный конденсатор-холодильник) теплообменом с водой или воздухом;

– барометрический типа (барометрический конденсатор смешения) смешением с водой или газойлем, выполняющим роль хладоагента и абсорбента;

– в межступенчатых конденсаторах, устанавливаемых непосредственно в пароэжекторный вакуум-насос с водяным конденсатором, водой [16, с.35].

По сравнению с традиционным способом создания вакуума с использованием паровых эжекторов, конденсационно-вакуумсоздающая система на базе вакуумно-гидроциркуляционных агрегатов обладает следующими преимуществами:

– не требует для своей работы расхода пара;

– экологически безопасна, работает с низким уровнем шума, не образует загрязненных сточных вод;

– создает более глубокий вакуум (до 67 Па, или 0,5 миллиметров ртутного столба);

– полностью исключает потери нефтепродуктов и газов, отходящих с верха вакуумной колонны;

– значительно уменьшает потребление энергии и эксплуатационные затраты на тонну сырья;

– позволяет дожимать газы разложения до давления, необходимого для подачи их до установок сероочистки.

Принципиальная технологическая схема конденсационно-вакуумсоздающей системы для перспективных установок атмосферно вакуумных трубчаток с использованием вакуумно-гидроциркуляционных агрегатов приведена на рисунке 4 [3, с.102].

Конденсационно-вакуумсоздающая система установок атмосферно-вакуумной трубчатки должна включать в себя барометрическую трубу высотой не менее 10 м, которая выполняет роль гидрозатвора между окружающей средой и вакуумной колонной [24].

Рисунок 4 - Схема многоступенчатой системы создания вакуума с жидкостными эжекторами

1 - колонна; 2 - жидкостный эжектор; 3 - промежуточные эжекторы; 4 - стояк; 5 - разделительная емкость; 6 - холодильник 7 - насосы; I - сырье - мазут; II - гудрон; III - несконденсированные пары и газы; IV - циркулирующий нефтепродукт; V -- газ; VI -- избыток нефтепродукта; VII -- дистилляты

1.4 Простая и сложная переработка

Перейдем непосредственно к переработке нефти. Существуют "простая" и "сложная" переработки нефти. Слова, взятые в кавычки, объясняются очень просто: шестидесятые годы, В.Е. Нельсон разработал шкалу коэффициентов сложности. Его задача состояла в создании общего подхода к определению необходимых капиталовложений для строительства новых нефтеперерабатывающих заводов разных типов. В рамках схемы Нельсона капиталовложения на строительство каждой крупной единицы оборудования были отнесены к соответствующей величине для установки перегонки сырой нефти, сложность которой принималась за единицу. Всем прочим установкам присваивались коэффициенты, в зависимости от их сложности и стоимости. Например, установка каталитического крекинга имела коэффициент, равный 4,0, то есть она была в четыре раза сложнее, чем установка для перегонки сырой нефти при той же производительности.

Чтобы проиллюстрировать использование коэффициентов сложности, рассмотрим три типа нефтепереработки:

– переработка, которая направлена на производство жидкого топлива.

– переработка, которая направлена на производство бензина

– переработка, которая направлена на нефтехимическое производство.

На рисунке 5 показана схема производства жидкого топлива, которую иногда называют гидрооблагораживание легких фракций, так как в этом варианте легкие дистилляты, полученные из сырой нефти, перерабатывают с использованием водорода. Источником водорода является каталитический риформинг, в котором фракции типа нафты перерабатываются в качественные компоненты бензина.

Рисунок 5 - Гидрооблагораживание легких фракций (простая нефтепереработка)

Исходя из этой схемы, значительный объем тяжелого газойля при перегонке попадает в остаток, поэтому выход жидкого топлива оказывается достаточно высоким [17, с. 177].

Теперь вычислим сложность такой схемы. Для перегонки сырой нефти эта величина по определению равна 1,0. Чтобы вычислить добавочную сложность для последующих процессов, относительную производительность каждой установки следует умножить на соответствующий коэффициент сложности. Например, установка каталитического риформинга забирает примерно 15% продукта с установки перегонки, а ее коэффициент сложности (рассчитанный Нельсоном) равен 4,0. Исходя из этого, сделаем вывод, что слагаемое для установки риформинга составляет 0,15 х 4,0 = 0,6. Для гид- роочистки коэффициент сложности составляет только 0,5, зато эта установка перерабатывает 35% общего потока - произведение этих чисел дает 0,175. Аналогичные действия для других установок, входящих в схему гидрооблагораживания легких фракций, приводят к общей величине сложности 2,5, которые представлены в таблице 1 [17, с. 177].

Таблица 1

Расчет сложности для схемы гидрооблагораживании легких фракций

	Коэффициент сложности	Доля перерабатываемого потока	Сложность
Перегонка сырой нефти	1,0	1,0	1,000
ГФУ	0,5	0,5	0,250
Разделение	0,3	0,30	0,090
Гидроочистка нафты	2,0	0,15	0,300
Каталитический реформинг	4,0	0,15	0,600
Переработка прямогонного бензина	0,5	0,15	0,075
Гидроочистка керосина	0,5	0,15	0,075
Гидроочистка дистиллята	0,5	0,20	0,100

Более сложные варианты нефтепереработки, при которых большую часть остаточного топлива превращают в бензин или в дистилляты. Для таких схем нефтепереработки (по бензиновому варианту) коэффициенты сложности оказываются намного выше, так как установки, которые при этом добавляются, очень дороги в использовании. Для схемы нефтепереработки по бензиновому варианту, показанной на рисунке 5, которая содержит установки вакуумной перегонки (коэффициент сложности 2,0), каталитического крекинга (6,0), гидрокрекинга (10,0), алкилирования (11,0) и некоторые дополнительные узлы, общая сложность оказывается равной 9--10,0.

Рисунок 6 - Сложная нефтепереработка (бензиновый вариант)

При такой схеме выход остаточного топлива снижается до 15--20%, а выход бензина может составить 45--55%. Наибольшей сложностью отличаются схемы нефтепереработки, включающие производство специальных особо ценных продуктов, таких как, смазочные масла или нефтехимическая продукция. Соответствующие установки имеют высокие коэффициенты сложности, что отражает уровень капитальных затрат на их строительство. Например, коэффициент сложности для установки извлечения ароматических соединений равен 33, а для производства олефинов он составляет 10-20 (в зависимости от вида сырья и способа переработки выходящих потоков) [17, с. 179].

Существует, по крайней мере, еще две таблицы, которые раскрывают сущность коэффициентов Нельсона, но в данном анализе они приводиться не будут.

Исходя из представленных схем, а также таблицы, можно сделать вывод, что переработка нефти состоит из множества процессов, которые впоследствии дают нам новые продукты (продукты нефтепереработки, таковыми являются различные виды топлива, смазочные материалы, растворители, электроизоляционные среды, нефтехимическое сырьё) и сырье для последующей химической переработки [17, с. 180].

2. Технология переработки нефти

2.1 Переработка тяжелой фракции высокосернистой нефти

Основными факторами, влияющими на мощность вторичных процессов переработки, были и остаются - увеличение глубины переработки, изменение химического состава моторных топлив в соответствии с требованиями законов по охране окружающей среды. Это возможно при создании принципиально нового процесса, позволяющего перерабатывать тяжелые фракции нефти с выходом в качестве основных продуктов не бензинов, а легких олефинов, синтез-газа и других углеводородов, являющихся сырьем для процессов нефтехимии, моторных топлив, МТБЭ и другое [37, с.89].

В качестве одного из вариантов создания эффективной технологии пиролиза тяжелых остатков высокосернистой нефти предлагается технологический процесс производства этилена, синтез-газа, метана в плазме водяного пара и водорода.

В технологических процессах переработки углеводородсодержащего сырья большое значение имеет плазма водяного пара в качестве реагента и энергоносителя.

В связи с перспективами применения водяного пара для различных плазмохимических технологий в качестве высокотемпературного реагента были исследованы и получены для дуги, горящей в водяном паре, вольт-амперные характеристики в достаточно широком диапазоне изменения параметров.

Были проанализированы процессы горения дуги в водяном паре, а также характеристики пароводяной дуги в сужающихся и расширяющихся каналах.

Термохимические реакции при переработке тяжелой фракции нефти протекают в областях крекинга и пиролиза (дегидрирования). Процесс является суммой последовательных и параллельных реакций, и анализ его состоит в установлении возможности протекания этих реакций при низких температурах в плазменном реакторе. Показателем возможности протекания реакции является изменение свободной энергии Гиббса (?G) [7, 82 с.].

Уравнение реакции дегидрирования в общем виде:

C_nH_2n+2 > C_nH_2n + H₂ ,

для которого при n > 3 изменение свободной энергии Гиббса будет равна

?G = ?G⁰(C_nH_2n) - ?G⁰(C_nH_2n+2) = 18940 - 6440m - 33,8T (кал/моль)

Процесс возможен при ?G ? 0 и T ? 893 К.

Для реакции крекинга алканов, протекающих по уравнению в общем виде:

C_m+nH_2(m+n)+2 > C_mH_2n+2 ,

аналогичные вычисления дают T ? 560 К.

С учетом наличия пароводяной плазмы конверсия углеводородов выражается уравнение реакции:

C_mH_2n + m H2O > m CO + (2m+n) H₂ ,

?G⁰(C_mH_2n) = 18940 - 6440m - 33,8T + 25,6nT (кал/моль)

?G⁰(H₂O _газ) = -54,335 ккал/моль

?G⁰(CO) = -32,808 ккал/моль

для m = n = 7 при T = 1000 К изменение свободной энергии:

?G = 18940 - 6440 Ч 7 - 3,8 Ч 1000 + 25,6 Ч 7 Ч 1000 - 54335 Ч 7 - (-32808

Ч 7) = -33529 кал/моль или -33,53 ккал/моль

что подтверждает возможность протекания реакции в прямом направлении [7, 82 с.].

Основным промежуточным продуктом при плазмохимической переработке тяжелой фракции нефти является метан. Часть метана также расходуется на образование оксида углерода и водорода по уравнению:

CH_{4 (г)} + H₂O _(г) > CO _(г) + 3 H_{2 (г)}

Для расчета константы равновесия этой реакции были использованы приведенные функции энергии Гиббса всех участников реакции и теплота реакции при абсолютном нуле (?H⁰):

RlnK_p = - [?G⁰ - H⁰₀/T) + ?H⁰₀/T],

при температуре 1000 К:

lg K_p = - 1 / 4,575 (-52,488 + 45892 / 1000) = 1,446.

Было изучено разложение тяжелой фракции нефти при постоянной температуре (Т = 1000 К) и времени от 1•10^-5 - 10^-4 с. За время 1•10^-5 - 10^-4 с основными продуктами являются метан и оксид углерода; 1•10^-4 - 10^-3 с образуется максимально этилен, а при 1•10^-3 - 10^-2 с - ацетилен. Установлена следующая закономерность - при увеличении времени реакции от 1•10^-5 - 10^-4 с постепенно снижаются концентрации метана, этилена, ацетилена. При этом увеличивается содержание оксида углерода, техуглерода в пирогазе. Крекинг метана согласуется с предложенным Касселем механизмом:

CH₄ > C₂H₆ > C₂H₄ > C₂H₂ > C > H₂

Разложение метана по данным, указанным выше, является реакцией первого порядка, скорость которой может быть представлена уравнением:

ln C₁/C₂ = k (ф₂ - ф₁),

где С₁ и С₂ концентрации метана при входе в зону реакции и на выходе из неё, мольные доли; (ф₂ - ф₁) - время реакции в с.

Выше проведенные термодинамические расчеты процесса показали, что возможно снизить температуру в плазмохимическом реакторе до 1000-1200 К [7, 83 с.].

Экспериментальная часть. Высокосернистая нефть плотностью 0,902 г/см³ и элементарным составом, % масс.: С - 84,56; H - 11,08; N - 0,28; V - 0,28; Ni - 0,4; S - 3,6 подверглась легкому гидропиролизу в рециркуляционном режиме. В качестве катализатора использовали техуглеро, содержащий никель и ванадий. При этом выход светлой фракции углеводородов увеличился в два раза. Тяжелые фракции с температурой выше 633 К, после выделения светлых фракций, перерабатывали в жестком режиме в пароводяной и водородной плазме.

Был использован паровихревой плазмотрон ЭДП-215, предназначенный для получения электродуговой пароводяной плазмы в количестве от 0,5 до 4 г/с с температурой до 3000-3500 К. Мощность плазматрона - 40 кВт, то дуги - до 200 А.

Парогенератор ППЭ-318 "М" был применен для получения водяного сухого перегретого пара с температурой 523-623 К и последующей подачей его плазмотрон.

Ниже приведены технические данные электрического прямоточного парогенератора:

– мощность равна 45-90 кВт

– паропроизводительность равна 5-25 г/с

– температура водяного пара на выходе равна до 623 К

– давление воды на входе в парогенератор равно 25 ати.

Расход пара задается и обеспечивается питающим насосом. Температура получаемого пара определилась при испытаниях термопарой.

Сам процесс происходит так: тяжелая фракция нефти с катализатором поступает в емкость с мешалкой, которая подогревается водой до 363К, затем дозировочным насосом через депульсатор и электроподогреватель с температурой 373К подается в распылительную форсунку. Распыл сырья осуществляется водородом, подающим под давлением [7, 83 с.].

Основным аппаратом является плазмохимический агрегат, состоящий из плазмотрона, реактора и закалочного устройства. Плазмотрон постоянного тока питается от источника электропитания. В плазмотроне осуществляется нагрев плазмообразующего водяного пара, поступающего с температурой 573К, до плазменного состояния 3000-3500К. Плазменная струя водяного пара является энергоносителем и реагирующей средой процесса пиролиза. Создана водооборотная система для охлаждения узлов плазмотрона и реактор химически очищенной водой. Горячая вода из системы водооборота используется для получения плазмообразущего пара в парогенераторе.

Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с узлом ввода плазменной струи, ввода сырья, реакционного канала. После смешивания высокотемпературная смесь плазмы и сырья поступает в реакционный канал, где происходит высокотемпературный гидропиролиз и окисление углеводородов с получение этилена, ацетилена, синтез-газа, деструкция и гидрирование сероорганических соединений с получением сероводорода.

Газы пиролиза после реакционного канала подвергаются резкому охлаждению (закалке) в закалочном устройстве с целью сохраниения олеиновых углеводородов и снижения образования сажи.

Закалка осуществляется в две ступени: на первой ступени подается радиальными струями сниженные газы (С₃-С₄). На второй ступени пирогаз охлаждается в теплообменнике.

Для контроля процесса предусмотрен замер температуры и давления в нижней части реактора. в связи с высокой температурой внутри узла ввода сырья и реакционного канала корпус реактора изготавливается из легированной стали. Реакционный канал выполнен из специального графита. Конструкция реактора позволяет вести процесс пиролиза под давление 1,0 МПа. После закалочного устройства предусмотрен замер температуры.

Пирогаз после теплообменников подвергается очистке от технического углерода в циклонах. техуглерод собирается в емкости. После циклона производят отбор пробы из пирогаза. Состав газа определяется методо газожидкостной хроматографии. Пирогаз после регулятора давления системы, через огнепреградитель сбрасывали на свечу [7, 84 с.].

2.2 Нефтеперерабатывающие предприятия РФ: общая характеристика

В Российской Федерации на данный момент существует около 35 нефтеперерабатывающих заводов, которые в свою очередь принадлежат разным контролирующим акционерам, их же примерно 17. В таблице 2 представлен список преуспевающих по мощности переработки нефтеперерабатывающие заводы.

Таблица 2

Список нефтеперерабатывающих предприятий РФ

НПЗ	Контролирующий акционер	Мощность по переработки (млн. тонн)
КиришиНОС	Сургутнефтегаз	22
Омский НПЗ	Газпром нефть	21,3
Лукойл-НОРСИ	Лукоил	19
РНК	Роснефть	17
ЯрославНОС	Славнеть	14
Лукойл-ПНОС	Лукоил	12,4
Московский НПЗ	Газпром	12,2
Туапсинский НПЗ	Роснефть	12
Волгоградский НПЗ	Лукоил	11
Ангарская НХК	Роснефть	9,71
Новокуйбышевский НПЗ	Роснефть	9,56
Уфанефтехим	Башнефть	9,5
Салаватнефтеоргситез	Газпром	9,1

Данная таблица показывает, что в России не так уж и мало нефтеперерабатывающих заводов, но к сожалению, данные заводы не так хорошо справляются с первичной переработкой нефтяного сырья, для того чтобы выход продуктов переработки был выше, чем у конкурентов.

Киришинефтеоргсинтез - это нефтеперерабатывающее предприятие, которое находится в городе Криши Ленинградской области. Данный завод получает сырье по трубопроводу из центров распределения в Ярославской области.

ООО "КИНЕФ" - единственный нефтеперерабатывающий завод на Северо-Западе России.

22 марта 1966 года Киришский нефтеперерабатывающий завод отправил потребителям первые тонны продукции. С этого момента предприятие является основным поставщиком нефтепродуктов для Санкт-Петербурга, Ленинградской, Новгородской и Псковской областей.

Рисунок 7 - ООО "КИНЕФ"

ООО "КИНЕФ" выпускает продукцию 15 видов, 81 марки: это бензины автомобильные неэтилированные, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, мазуты, битумы нефтяные, газы углеводородные сжиженные, нефтяная ароматика, нефтяные растворители, полиалкилбензол, линейный алкилбензол, нефтяные парафины, серная кислота, сера, кровельные материалы.

Экологичность, высокие эксплуатационные свойства, точное соответствие требованиям нормативной документации - вот, что характерно для продукции КИНЕФ, а близость европейских рынков, а значит конкурентов, постоянно ставит перед предприятием задачи улучшения качества производимых продуктов.

С целью повышения качества выпускаемой продукции, сокращения эксплуатационных затрат, повышения безопасности производства и сохранения среды обитания предприятием последовательно реализуется инновационная стратегия, согласно которой осуществляется поэтапная модернизация технологической схемы и производственной базы завода. Уровень автоматизации технологических процессов на сегодня превышает 75%. В таблице 3 предоставлена модернизация производственного процесса на киришинефтеоргсинтез [20].

Таблица 3

Модернизация производственного процесса

2010-2012 года	Проведено расширение установки производства элементарной серы. На I блоке выполнена реконструкция, включающая в себя установку третьей каталитической ступени с целью увеличения конверсии по сере до 98% и замену реактора-генератора на новый. Строительство II блока предусматривало переработку сероводородного газа, поступающего со строящейся установки Л-24-10/2000.
2012 год	На установке выделения суммарных ксилолов внедрён в эксплуатацию процесс экстрактивной дистилляции ароматических углеводородов фирмы «GTC-Technology» с целью получения товарного бензола чистотой не менее 99,9% из бензолсодержащей фракции 62-85єС. Введена в строй установка Л-24-10/2000, предназначенная для переработки смеси атмосферного газойля с прямогонной дизельной фракцией и бензина висбрекинга, поступающего с производства глубокой переработки нефти. Л-24-10/2000 обеспечила значительное улучшение качества выпускаемых дизельных топлив. Перерабатывая в качестве сырья атмосферный газойль, применявшийся ранее в приготовлении мазутов, предприятие дополнительно получает более 800 тысяч тонн экологически чистого топлива в год.
2013 год	Завершено строительство основного объекта комплекса - комбинированной установки глубокой переработки мазута. Она включает в себя секции вакуумной дистилляции (мощностью 4900 тысяч тонн в год), гидрокрекинга (2900 тысяч тонн в год), висбрекинга (1900 тысяч тонн в год), производства водорода (112 тысяч тонн в год по 100% водороду), установку элементарной серы (мощностью 75 тысяч тонн в год) и установку очистки сточных вод и отпарки кислой воды мощностью 570 тысяч тонн в год. Степень конверсии сырья (вакуумного газойля) на установке гидрокрекинга составит 99%.

Вывод на проектный режим эксплуатации комбинированной установки глубокой переработки мазута позволит заводу ежегодно получать дополнительно более 2 миллионов тонн высококачественных нефтепродуктов (дизельное топливо, керосин) с ультранизким содержанием серы и на 400 тысяч тонн в год увеличить сырьевую базу для выработки высокооктановых бензинов. Установка по производству элементарной серы обеспечит выпуск высококачественной гранулированной серы с остаточным содержанием сероводорода не более 0,001%. Степень конверсии сероводорода при этом составит 99,9% [20].

Омский НПЗ. Омский нефтеперерабатывающий завод - одно из крупнейших предприятий по переработки нефти в России. Омский НПЗ принадлежит компании "Газпром нефть", генеральным директором которого является Белявский Олег Германович. В 2014 г. «Газпром нефть» сохранила положение одного из лидеров среди российских нефтяных компаний по объемам переработки нефти.

Ключевыми приоритетами "Газпром нефти" при производстве нефтепродуктов является:

– повышение эффективности переработки нефтяного сырья;

– улучшение экологических характеристик топлив;

– удовлетворение потребностей внутреннего рынка;

– организация безопасного производства и охрана окружающей среды.

Компания "Газпром нефть" постоянно стремится к усовершенствованию производства переработки нефтяного сырья. Инновациями в области нефтепереработки и нефтехимии являются выпуск новых видов продукции и повышение экологичности производства. В таблице 4 представлен список внедренных инноваций в области переработки нефти [26].

Таблица 4

Инновации в области переработки нефти

Направление	Ключевые достижения
Реконструкция и модернизация Московского НПЗ	Переход Московского НПЗ на использование катализатора крекинга собственного производства "Газпром нефти" В 2014 году Московский НПЗ перешел на использование бицеолитного катализатора крекинга марки М, ранее разработанного и изготовленного на Омском НПЗ. Ранее на установках каталитического крекинга Московского НПЗ использовался катализатор импортного производства. Таким образом, установки каталитического крекинга Московского и Омского НПЗ используют катализаторы производства "Газпром нефти". До 2020 года предприятие реконструирует технологические печи, а также переходит на экологическое газообразное топливо. В результате повышение эффективности работы оборудования выбросы оксидов серы сократятся более чем на 95%.
Выпуск полимерно-модифицированного битума	ООО "Газпромнефть - Тоталь ПМБ" (совместное предприятие "Газпром нефти" и французской копании Total S. A.) начало выпуск полимерно-модифицированного битума под брендом G-Way Styrelf. Это продукт нового поколения, уникальный для российского рынка полимерн-битумных вяжущих. Потребитель получает полимерно-модифицированный битум, не имеющий обычных для российского рынка недостатков - G-Way Styrelf не расслаивается в процессе транспортировки и практически не меняет своих свойств при длительном хранении.
Криогенная технология получения азота	Московский и Омский НПЗ "Газпром нефти" полностью перешли на криогенную технологию получения азота, используемого в нефтепереработке для технологических нужд. Это позволило снизить выбросы углекислого газа в атмосферу на 32% на Омском НПЗ и на 28% - на Московском НПЗ. Ранее для получения азота сжигался природный газ, что приводило к образованию углекислого газа в качестве побочного продукта. Новый экологичный способ подразумевает выделение азота из воздуха при помощи сверхнизких температур. Чистого газа, получаемого криогенным способом, - почти 100%, что позволяет расширить сферу его использования в технологических процессах завода, особенно в тех, где качеству газа предъявляются повышенные требования.

В 2014 г. были уточнены следующие целевые показатели на 2025 г.:

– 80% - выход светлых продуктов в России;

– 100% - объем продукции собственных российских НПЗ, реализуемый через собственные высокомаржинальные каналы сбыта;

– 5,6 млн. т - реализация авиационного керосина;

– 4,1 млн. т - реализация бункеровочного топлива;

– 1,8 млн. т - реализация продуктов нефтехимии.

Отчетный 2014 год для «Газпром нефти» был успешным. Компанией были улучшены результаты почти по всем производственным показателям: был обеспечен прирост запасов, увеличена добыча и объем переработки, увеличен объем премиальных продаж. На сегодняшний день в сфере переработки и сбыта в фокусе внимания остается модернизация перерабатывающих мощностей и максимизация продаж производимых нефтепродуктов через собственные премиальные каналы сбыта [26].

Планы на 2015 год изображены на следующих рисунках:



Рисунок 8 - Планы на 2015 год

технологический нефть добыча переработка

Лукоил-Нижегороднефтеоргсинтез - предприятие топливно-масляного профиля в городе Кстово Нижегородской области. Данный завод входит в состав ОАО "Лукоил", перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана. Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу. Глубина переработки нефтяного сырья - 64% за 9 месяцев.

Основные виды перерабатываемой продукции:

– высокооктановые автомобильные бензины экологического 5 класса;

– топливо авиационное для реактивных двигателей ТС-1;

– топливо авиационное для газотурбинных двигателей Jet А-1;

– топливо дизельное для умеренного и холодного климата экологического класса 5 (с содержанием серы до 10 мг/кг) Евро-5 и Экто Disel;

– сжиженные углеводородные газы марки ПТ, БТ, ПБТ, ППФ, ББФ;

– пропилен;

– бензиновая фракция - сырье для нефтехимии;

– топочный мазут;

– вакуумный газойль;

– сера гранулированная;

– серная кислота техническая;

– смазочные масла: моторные, трансмиссионные, индустриальные, специальные;

– парафины твердые пищевые П-2;

– нефтяные битумы: дорожные, строительные, кровельные, резинобитумные мастики, составы для заливки кабельных муфт [18].

Таблица 5 показывает основные показатели работы Лукоил-НОРСИ.

Таблица 5

Основные показатели работы НПЗ

	2007	2008	2009	2010	2011	2012
Выход светлых нефтепродуктов, %	42,6	43,1	42,3	41,0	49,3	52,8
Доля высокоактивных бензинов в общем выпуске автобензинов, %	86,6	90,3	92,0	94,0	98,2	100,0
Доля экологичеки чистого диз. топлива в общем выпуске, диз. топлива, %	72,2	63,3	57,8	91,0	85,7	82,9
Конфигурационный индекс НПЗ	4,6	4,8	4,8	4,9	6,7	6,8

В ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» шесть основных производств: производство моторных топлив, смазочных масел и нефтебитумов, каталитического крекинга, товарно-сырьевое производство, производство по обслуживанию технологических установок.

Производство моторных топлив (ПМТ) имеет в своем составе следующие технологические процессы:

– первичная переработка нефти;

– каталитическое риформирование бензинов с блоком АГФ;

– каталитическая изомеризация легких бензиновых фракций;

– гидроочистка дизельных топлив и керосина;

– висбрекинг гудрона;

– производство и отгрузка серной кислоты (метод мокрого катализа);

– производство азота и воздуха (криогенное разделение, короткоцикловая абсорбция);

– газофакельное хозяйство с установкой абсорбционной очистки факельных газов.

Рисунок 9 - Лукоил-НОРСИ

Производство каталитического крекинга (ПКК):

– гидроочистка вакуумного газойля, сырья каталитического крекинга, с блоком производства водорода и блоком выработки пара;

– каталитический крекинг;

– производство бензинов кислотным алкилированием;

– производство элементарной серы и серной кислоты с терминалом по гранулированию и отгрузке серы;

– установка подготовки котловой воды.

Товарно-сырьевое производство (ТСП) осуществляет:

– прием, хранение и передачу на установки АВТ сырой нефти;

– прием, хранение и паспортизацию светлых и темных нефтепродуктов;

– налив (слив) и отгрузку нефтепродуктов;

– налив и отгрузку сжиженных углеводородных газов, в т.ч. пропилена.

Рисунок 10 - НПЗ ООО Лукойл

Налив осуществляется на пяти железнодорожных эстакадах (нефтяной, мазутной, бензиновой, комбинированной, газовой).

Отгрузка товарной продукции осуществляется железнодорожным, водным транспортом и по нефтепродуктопроводам.

...