Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Филиал в г. Оренбурге

Технология переработки нефти и газа

Методическое пособие

к выполнению курсовой работы для студентов специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии (нефтяной и газовой промышленности)»

Л.А. Белослудцева

Оренбург 2010

Рекомендовано к изданию учебно-методической комиссией филиала РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Оренбурге протокол №9 от 23 октября 2010 г.

Рецензент: доктор технических наук, профессор В.Г. Коротков, ГОУ ВПО Оренбургский государственный университет

Белослудцева Л.А.

Методическое пособие к выполнению курсовой работы для студентов специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии (нефтяной и газовой промышленности)» - Оренбург, филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,2010 - 46л., с ил.

В методическом пособии к выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология переработки нефти и газа» приведен теоретический материал, даны темы изучаемой дисциплины, порядок выполнения курсовой работы, пояснение по методике расчета материальных балансов, приведены примеры составления поточных схем переработки нефти, газа и конденсата.

Предназначено для студентов очно-заочной и заочной форм обучения.

Содержание

Введение

1. Общие положения

2. Теоретические основы дисциплины

3. Содержание курсовой работы

4. Порядок выполнения курсовой работы

5. Требования к оформлению курсовой работы

6. Примерные данные для составления поточной схемы переработки нефти

Рекомендуемый библиографический список

Введение

Основным источником энергии в современном мире является нефть. Нефтеперерабатывающая промышленность уже вступила в ту эпоху своего развития, когда не только нефть, но и мазут целиком перерабатываются в полноценные продукты самого разнообразного состава, характера и назначения. Из нефти получают все виды жидкого топлива - бензины, керосины, дизельное и котельное (мазут) топлива. Из нее вырабатывают смазочные и специальные масла, различные присадки, кокс и сажу. В процессе переработки нефти получают сырьё для производства пластических масс, синтетических каучуков и смол. Получают также синтетические волокна и моющие средства, лекарственные препараты, индивидуальные соединения (спирты, альдегиды, кетоны, кислоты).

Нефти различаются по своим физико-химическим свойствам, присутствием тех или других углеводородных соединений, наличием высоковязких смолисто-асфальтеновых и парафиновых компонентов, газовым фактором. Характер и способы переработки нефти определяются как потребностью региона, где она добывается, так и потенциальным содержанием в ней легких и масляных дистиллятов, наличием тех или других вредных примесей и т.д.

Ввиду сложного углеводородного состава разделить нефть на составляющие компоненты практически невозможно. На практике нефть разделяют на фракции и группы углеводородов и подвергают обработке с целью изменения химического состава. Известны более 100 нефтехимических процессов, реализованных в настоящее время в промышленности. Наиболее типичными процессами являются первичная и вторичная перегонка нефти, газофракционирование, крекинг и другие. Большинство процессов имеют многостадийный характер. Нефтеперерабатывающие предприятия являются капиталоёмкими и энергоемкими объектами, вырабатывают широкую номенклатуру товарных продуктов. Дальнейшие успехи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности теснейшим образом связаны с инженерными кадрами, способными воспринять идеи и исследования ученых в виде реальных проектов нефтехимических производств и эксплуатировать эти производства. Настоящее методическое пособие к курсовой работе по курсу «Технология переработки нефти и газа» имеют целью ознакомить студентов с основными правилами и приемами при проектировании нефтехимических производств, выбором типа технологических установок и их блоков, методами работы с технической литературой, стандартами на нефтепродукты, и порядком выполнения курсовой работы.

Исходные данные каждой курсовой работы должны отличаться свойствами, количеством перерабатываемой нефти или газа и типом поточной схемы их переработки.

Эти исходные данные вносят специфические количественные и качественные связи между установками блока, что придает каждой работе свою новизну и оригинальность, а каждый студент получает возможность проявить себя как личность, способная к самостоятельному творчеству и технологическому мышлению.

1. Общие положения

Содержание дисциплины

Перечень вопросов, составляющих содержание дисциплины «Технология переработки нефти и газа»:

Введение

Нефть и природные газы. Роль нефти и газа в топливно-энергетическом балансе России. Проблемы и направления развития переработки нефти и газа.

Тема 1. Классификация и физико-химические свойства нефти

Физико-химические свойства нефтей (плотность, вязкость, молекулярная масса, фракционный состав, коксуемость). Химический состав нефти и газа. Классификация нефти.

Тема 2. Подготовка нефти к переработке

Системы промыслового сбора нефти и газа. Стабилизация нефти.

Переработка природных и попутных газов. Нефтяные эмульсии. Свойства и способы разделения эмульсий. Установки ЭЛОУ.

Тема 3. Первичная переработка нефти

Перегонка как основной метод разделения нефти на компоненты. Постепенное и однократное испарение. Атмосферная перегонка. Перегонка под вакуумом, под давлением, с использование водяного пара. Вакуумная перегонка мазута при топливном и масляном варианте работы установки. Аппаратурное и технологическое оформление процесса. Работа ректификационных колонн, трубчатых печей, теплообменных аппаратов, конденсаторов и холодильников. Материальный баланс и качество продуктов установок AT и АВТ.

Тема 4. Термические процессы переработки нефти

Общие сведения о вторичных процессах переработки нефти. Термические превращения углеводородов. Термический крекинг под давлением, висбрекинг нефтяных остатков, процессы коксования тяжелых нефтяных остатков (замедленное, термоконтактное), пиролиз. Основное назначение процессов. Параметры процессов. Сырье, продукты, режимы работы установок. Основные схемы реакторных блоков. Материальные балансы. Качество и применение получаемых продуктов.

Тема 5. Термокаталитические процессы переработки нефтяного сырья. Основные представления о катализе и свойствах катализаторов. Каталитический крекинг. Назначение, основные факторы. Требования, предъявляемые к промышленным катализаторам. Каталитический риформинг бензиновых фракций, каталитическая изомеризация легких бензиновых углеводородов. Схемы реакторных блоков установок. Материальные балансы. Качество продуктов и их использование.

Тема 6. Гидрогенизационные процессы

Гидроочистка топливных и масляных дистиллятов, гидрообессеривание нефтяных остатков, гидрокрекинг, гидроизомеризация. Назначение процессов. Основные факторы. Схемы реакторных блоков установок. Материальные балансы. Качество продуктов и их применение.

Тема 7. Очистка и переработка природных, попутных и нефтезаводских газов.

Характеристика газов. Очистка и осушка. Методы разделения газов (компрессионный, адсорбционный, низкотемпературной конденсации и ректификации) Типовая схема газофракционирующей установки (ГФУ). Пиролиз газов (этан, пропан, бутан). Каталитическое алкилирование изобутана олефинами. Полимеризация (олигомеризация) алкенов. Изомеризация легких алканов. Механизм и катализаторы процессов, технологические схемы, материальный баланс, продукты и их применение. Поточная схема газоперерабатывающего завода.

Тема 8. Депарафинизация и очистка светлых нефтепродуктов

Депарафинизация дизельных топлив карбамидом. Извлечение жидких алканов адсорбцией на молекулярных ситах. Очистка светлых дистиллятов. Схемы установок, сырье, продукты, балансы производства.

Тема 9. Производство масел

Технология производства нефтяных масел. Селективная очистка. Деасфальтизация, очистка парными растворителями, Депарафинизация, адсорбционная очистка, сернокислотная и щелочная очистка масел. Гидроочистка и гидрокрекинг в производстве масел, сбор и регенерация отработанных масел.

Тема 10. Производство нефтепродуктов различного назначения. Пластичные смазки, нефтяные битумы, присадки, нефтяные кислоты и сульфокислоты. Технология получения, режимы, материальные балансы.

Тема 11. Поточные схемы переработки нефти

Поточные схемы переработки нефти. Топливный, топливно-масляный и комплексный варианты. Получение топлив, масел и сырья для нефтехимического синтеза в зависимости от свойств нефти, требований к качеству товарных продуктов и потребностей региона.

Тема 12. Общезаводское хозяйство нефтеперерабатывающего завода

Прием и транспортирование нефти и нефтепродуктов. Хранение, приготовление товарной продукции.

Изучение дисциплины

Задачей изучения дисциплины «Технология переработки нефти и газа» является:

ознакомление с физико-химическими свойствами различных нефтей и газов с точки зрения их переработки;

изучение основных процессов подготовки и переработки нефти с получением различных топлив, смазочных материалов, продуктов специального назначения и сырья для нефтехимии;

изучение основных процессов подготовки и переработки газа с целью получения различных топлив и сырья для нефтехимии;

ознакомление с основными вариантами поточных схем переработки нефти и газа;

В результате изучения дисциплины «Технология переработки нефти и газа» студент должен:

иметь представление об элементном, химическом и фракционном составе нефти и газа;

на основании физико-химических характеристик уметь оценить нефти и газ как сырье для производства различных топлив, смазочных материалов, продуктов специального назначения и сырья для нефтехимического синтеза;

знать назначение, основные факторы и качество получаемых продуктов при использовании различных процессов подготовки и переработки нефти и газа;

уметь выбрать и обосновать наиболее рациональную поточную схему переработки нефти и газа с учетом их состава и потребностей региона.

Целью выполнения курсовой работы является освоение и закрепление знаний по курсу «Технология переработки нефти и газа» и приобретение навыков по выбору тех или иных технологических процессов для переработки различных видов углеводородного сырья.

2. Теоретические основы дисциплины

Переработка нефти

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется методом сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических действиях (установках, цехах), созданных для получения разных компонентов либо ассортиментов товарных нефтепродуктов.

Существует три главных направления переработки нефти:

- топливное;

- топливно-масляное;

- нефтехимическое или комплексное (топливно-нефтехимическое либо топливно-масляно-нефтехимическое).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные горючие. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой различается маленьким числом технологических действий и маленьким ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по данной схеме не превосходит 55-60% (масс) и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного горючего составляет 30-35% (масс).

При глубокой переработке стремятся получить высокий выход качественных моторных топлив методом вовлечения в их создание остатков атмосферной и вакуумной перегонок, также нефтезаводских газов. Выход котельного горючего в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает 70-90% (масс).

По топливно-масляному варианту переработки нефти вместе с моторными топливами получают разные сорта смазочных масел. Для производства масел подбирают, традиционно, нефти с максимально возможным содержанием масляных фракций с учетом их свойства.

Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает вместе с топливами и маслами создание сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде всевозможных случаев - выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Выбор конкретного направления, соответственно, схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов определяется сначала качеством нефти, ее отдельных топливных и масляных фракций, а затем требованиями к качеству товарных нефтепродуктов, также потребностями в них данного экономического района.

Подготовительную оценку возможных способностей нефтяного сырья можно выполнить по комплексу характеристик, входящих в технологическую классификацию нефтей.

Обзор поточных схем переработки нефти

Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:

- обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;

- осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов;

- обеспечивать высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;

- использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Значительное повышение эффективности переработки нефти дает использование комбинированных установок, работающих по «жестким связям». В этом случае дистиллятное или остаточное сырье вторичного процесса (каталитический крекинг, коксование) поступает в виде горячего потока непосредственно с установки, подготавливающей это сырье (AT, АВТ).

На случай остановки какого-либо звена «цепочки», составляющей комбинированную систему, предусмотрен небольшой парк промежуточных резервуаров. Если имеется несколько комбинированных блоков, «жесткие связи» могут быть предусмотрены не только внутри каждой системы, но и между блоками.

Комбинированная система состоит из установок первичной перегонки нефти, вторичной перегонки бензина, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга вакуумного газойля и легкого термического крекинга гудрона.

Использование комбинированных установок в значительной мере способствует охране окружающей среды. Сокращается территория завода за счет устранения части коммуникаций и сокращения резервуарного парка, экономии топлива, уменьшения объема оборотной воды. В связи с этим уменьшается выделение в атмосферу продуктов сгорания углеводородных паров и газов.

Большинство крупных НПЗ в той или другой форме связано с нефтехимическими процессами. Эта связь иногда основана на том, что сырье для нефтехимического синтеза получается в качестве побочного продукта; например, при депарафинизации дизельных фракций с целью снижения их температуры застывания одновременно получают мягкие парафины - ценное сырье для производства белково-витаминных концентратов (БВК) или синтетических жирных спиртов (СЖС). В других случаях сырье для нефтехимии является целевым продуктом, например, на заводах большой мощности со значительными ресурсами бензиновых фракций предусмотрен риформинг фракции 140-180°С с целью получения высокооктанового бензина, углеводородов. Обычно на этом же НПЗ организован и сложный комплекс разделения изомеров ксилола четкой ректификацией, фракционной кристаллизацией или адсорбцией на цеолитах. Однако последующие синтезы с использованием полученных чистых ароматических углеводородов (например, на основе ксилолов - производство фталевого ангидрида, терефталевой кислоты и далее волокон, смол и т.д.) чаще ведут на отдельном химическом предприятии.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т.е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов, основные из них следующие:

- необходимость в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления. В настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование;

- оптимальное соотношение производимых нефтепродуктов - бензина, реактивного, дизельного и котельного топлив;

- потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;

- наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;

- качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т.д.;

- гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов.

Поточные схемы заводов топливного профиля обычно характеризуют по глубине переработки нефти (т. е. по отбору светлых нефтепродуктов) - с неглубокой и глубокой переработкой. В связи с развитием процессов получения сырья для нефтехимии поточные схемы глубокой переработки нефти все с большим основанием заслуживают названия комплексных.

При неглубокой переработке нефти наряду со светлыми нефтепродуктами получают и значительный выход остатка - котельного топлива. При этом в поточную схему завода включено относительно небольшое число установок: прямой перегонки нефти, каталитического риформинга бензиновой фракции, гидроочистки на основе водорода, получаемого на установке риформинга. Подобные схемы НПЗ свойственны тем странам или районам, где высок спрос на котельное топливо.

схема неглубокой переработки сернистой нефти

Нефть поступает на обессоливание и затем на атмосферную перегонку. При этом от нефти отгоняют: легкий бензин (до 62°С), который после изомеризации используют при компаундировании товарного бензина; фракцию 62-180°С, поступающую на каталитический риформинг; фракцию дизельного топлива (180-350°С); остаток (мазут выше 350°С) является котельным топливом. Предусмотрены гидроочистка и депарафинизация (карбамидная или адсорбционная) фракции дизельного топлива для его облагораживания и снижения температуры застывания.

Газы прямой перегонки нефти, риформинга, изомеризации и гидроочистки направляют на очистку от серы и фракционирование. С установки ГФУ (газофракционирующая установка) выводят сжиженный и сухой газы. Сжиженный газ может служить бытовым или автомобильным топливом, сухой газ - технологическое топливо.

Сероводород, выделенный при гидроочистке сырья риформинга и фракции дизельного топлива, направляют на производство серы. Товарный бензин получают компаундированием бензина риформинга, изомеризата и небольшого количества бензина, образующегося при гидроочистке дизельного топлива.

Наличие установки депарафинизации позволяет получать зимнее и летнее дизельное топливо; последнее отбирают сразу после гидроочистки (минуя депарафинизацию) либо получают частичным компаундированием с зимним дизельным топливом. Наряду с дизельным топливом на этой установке получают жидкие парафины - сырье для нефтехимического синтеза.

Характерной особенностью схемы является высокий выход мазута; поскольку нефть сернистая, мазут содержит 3% серы, т.е. его сжигание сопровождается отравлением атмосферы.

схема глубокой переработки сернистой нефти

Для современных заводов более типична глубокая переработка нефти. При современном уровне технологии переработки нефть является слишком ценным сырьем, чтобы сжигать значительную ее часть в топках котельных установок. Проекты новых нефтеперерабатывающих заводов и реконструкция существующих ориентированы на глубокую переработку нефти по комплексным схемам, предусматривающим получение как топлив, так и сырья для нефтехимии.

Головным процессом в схемах глубокой переработки нефти является уже не атмосферная, а атмосферно-вакуумная перегонка нефти, т.е. отбор от нефти всех фракций, выкипающих не ниже, чем до 500°С.

Варианты поточных схем глубокой комплексной переработки нефти довольно разнообразны и зависят от перечисленных выше факторов, среди которых значительную роль играет качество исходной нефти. Доля сернистых и высокосернистых нефтей весьма значительна. Это осложняет схемы ее переработки широким применением гидроочистки, а также деасфальтизации, поскольку все сернистые, а особенно высокосернистые нефти содержат повышенное количество асфальтосмолистых веществ.

Нефть при глубокой переработке поступает на установку ЭЛОУ-АТ. Бензиновую фракцию н.к. - 180°С разделяют вторичной перегонкой на более узкие. Легкий бензин (н.к. - 62°С) подвергают изомеризации, а изомеризат смешивают с бензином риформинга. Фракция 62-140°С идет на риформинг для получения ароматических углеводородов. Фракция 140-180°С поступает частично на риформинг для получения высокооктанового бензина, а частично используется как компонент авиационного керосина, который вместе с фракцией 180-240°С подвергают гидроочистке. Фракция дизельного топлива (240-350°С) также проходит гидроочистку, после чего полностью или частично идет на депарафинизацию для получения зимнего дизельного топлива. Из катализата, полученного при риформинге фракции 62-140°С, экстрагируют ароматические углеводороды, которые затем разделяют перегонкой. Рафинат (остаток после выделения экстракта) может служить сырьем пиролиза.

Мазут, поступающий на вакуумную перегонку, перерабатывают по двум направлениям: получаемая после вакуумной перегонки фракция 350-500°С (или выше) частично идет на каталитический крекинг, а частично на гидрокрекинг. Последнее оправдано в том случае, если требуется увеличить ресурсы реактивного топлива, которое получается при гидрокрекинге достаточно стабильным.

Гудрон частично используют для получения битума, а основное количество направляют на коксование. Бензин коксования подвергают глубокой гидроочистке, поскольку он обладает повышенным содержанием непредельных углеводородов и серы; после этого его направляют на риформинг, так как октановое число его невысоко.

Легкий газойль коксования после гидроочистки используют как компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль коксования может служить компонентом сырья каталитического крекинга или гидрокрекинга, но последнее предпочтительнее, так как содержание серы в этом газойле больше, чем в прямогонном.

Бензин каталитического крекинга тоже проходит гидроочистку. Легкий газойль каталитического крекинга при наличии цеолитового катализатора сильно ароматизирован, и его нужно или подвергать глубокой гидроочистке или использовать как сырье для гидродеалкилирования (с целью получения нафталина). Тяжелый газойль, если содержание серы позволяет, может быть использован как исходное сырье для получения технического углерода. При гидрокрекинге в зависимости от заданной глубины процесса и расхода водорода в том или другом соотношении получают бензин, фракции реактивного и дизельного топлив.

Углеводородные газы всех процессов проходят очистку от H2S, но не в смеси: непредельные газы коксования и каталитического крекинга разделяют на компоненты на блоке ГФУ непредельных газов, а газы риформинга, изомеризации, гидроочистки и гидрокрекинга - на блоке предельных газов. Фракция С₄ с обоих блоков служит сырьем на установке алкилирования; фракцию С₃ предельных газов можно применять как сжиженный газ или направлять на пиролиз; фракцию С₃ непредельных газов можно использовать для нефтехимических целей (получение полипропилена, кумола). Сероводород, выделенный из газов, направляют на производство серы.

Наличие гидрокрекинга и широкое использование гидроочистки потребует дополнительного количества водорода (помимо водорода риформинга).

На основе подобной схемы можно получить ассортимент топлив высокого качества: автомобильные бензины с октановым числом не ниже 93 (исследовательский метод); малосернистое дизельное топливо (0,2% серы), в том числе зимнее, котельное.

Переработка углеводородных газов

Углеводородные газы - один из важнейших видов энергетических ресурсов, а также источников сырья для нефтехимии. Доля нефти и газа, используемая в нефтехимической и химической промышленности составляет 4-10% от мирового потребления. Доля газа в топливно-энергетическом комплексе непрерывно возрастает. По прогнозу общее потребление энергоресурсов в мире в 2020 г. составит 17-23 млрд. т условного топлива (теплотворной способностью 29,5 кДж/т). Из них на газ придется 26,2%.

Природные газы в зависимости от условий происхождения и залегания в земной коре подразделяются на три группы:

- чисто газовые месторождения,

- газонефтяные (газ растворен в нефти или находится в виде газовой шапки над нефтяной залежью),

- газоконденсатные (при давлении в пласте свыше 30-60 МПа в газах растворяются углеводороды, кипящие до 360 °С).

При выходе газа из скважины на поверхность и сброса давления жидкие углеводороды конденсируются и отделяются от газа.

Газы чисто газовых месторождений называют природными газами. Газы газонефтяных месторождений - попутным газом. В состав природных газов входят метан и его гомологи. При содержании гомологов метана менее 15  об. % газы называются сухими, более 15 об. % - жирными.

К основным газовым месторождениям относят: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное, Астраханское, Вуктыльское, Оренбургское, Шатлыкское, Шебелинское, Ставропольское (Россия); Парс, Канган (Иран); Панхандл-Хьюготон (США); Слохтерен (Нидерланды); Хасси-Рмель (Алжир).

Газоконденсатные месторождения образуются при определенных сочетаниях термобарических, качественных и количественных параметров газовой и жидкой фаз. При этом проявляются процессы испарения жидкой фазы в газовую. Это приводит к образованию в сжатых газах газоконденсатных растворов. Содержание конденсата в газе от 40 г/м³ до 1400 г/м³ и более. При снижении давления в процессе добычи газа конденсат выпадает в жидком виде. По своему составу газы газоконденсатных месторождений близки к природному газу. Газовый конденсат содержит бензиновые и керосино-газойлевые фракции. Чем выше давление в пласте, тем тяжелее фракционный состав конденсата. Газовый конденсат передается на нефтеперерабатывающие заводы для получения из него сжиженных газов, бензина и дизельного топлива. Выделение растворенного газа начинается уже в стволе скважины, а затем происходит в сепараторах различной конструкции. Попутный газ выделяется из нефти при подъеме ее на поверхность и снижении давления. Количество попутных газов (в м³), приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Газовый фактор зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов.

Поточная схема переработки газа и конденсата

При подъеме нефти на земную поверхность, вследствие падения давления, происходит выделение растворенного попутного газа. Газ отделяется от нефти в сепараторах. Схема сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были полностью отделены от нефти и использованы. Однако даже после многоступенчатой сепарации в нефти остается еще значительное количество углеводородов С₁-С₄ (до 5% масс.). Этот газ выделяется уже на нефтеперерабатывающем заводе, где из него извлекают ценные компоненты. Попутный газ после отделения его от нефти на промысле направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Основное назначение газоперерабатывающих заводов - очистка углеводородного газа от нежелательных примесей и разделение его с получением целевых фракций (метановой, этановой, пропановой и т.п.), а также стабилизация газового конденсата с последующим получением на его основе моторных топлив.

Газоконденсатные смеси разделяют на газ и конденсат методом низкотемпературной сепарации на промысловых установках комплексной подготовки газа (УКПНГ) и раздельными потоками транспортируют по магистральным трубопроводам на ГПЗ. На заводе осуществляются механическая сепарация газа с последующими очисткой и разделением и стабилизация газового конденсата.

На каждом ГПЗ существуют свои особенности очистки и разделения газа в зависимости от его состава и входных параметров, хотя отдельные стадии переработки газа являются обязательными для любого сырья. Например, на первом этапе обязательно осуществляется механическая сепарация газа, независимо от параметров и химического состава сырья. Отличие заключается только в условиях сепарации (температура, давление) и конструкции используемых сепараторов.

Второй этап - очистка газа от нежелательных примесей (вода, сероводород, диоксид углерода, сероуглерод, серооксид углерода, меркаптаны), осуществляется в соответствии с количеством и природой нежелательных соединений в газе. Например, если в газе отсутствуют сероводород, диоксид углерода и меркаптаны или содержание их незначительно, можно проводить адсорбционную осушку газа на цеолитах с получением товарного газа или сырья для газофракционирующих установок (ГФУ). При относительно высоком содержании в газе нежелательных примесей его очистку и осушку проводят в два-три этапа. Если кислые компоненты в газе представлены главным образом сероводородом, можно проводить очистку газа раствором моноэтаноламина (МЭА) или диэтаноламина (ДЭА) с последующей осушкой газа. Если кроме сероводорода в газе присутствуют диоксид углерода и меркаптаны, то его очистка от кислых компонентов может осуществляться в два этапа: от H₂S и СО₂ - растворами аминов практически без извлечения меркаптанов; от меркаптанов - растворами щелочи или адсорбцией на цеолитах. Той же цели можно достигать и в одну стадию при использовании физико-химических абсорбентов, таких как укарсол или экосорб, способных одновременно извлекать H₂S и СО₂, и сероорганические соединения, хотя в этом случае степень извлечения меркаптанов ниже, чем при защелачивании.

Если газ в дальнейшем предполагается направлять на низкотемпературную переработку (конденсацию, абсорбцию или ректификацию), то, во-первых, нельзя производить очистку газа от H₂S и СО₂ с использованием третичных аминов, которые селективно извлекают H₂S в присутствии СО₂ в очищенном газе может вызывать образование твердых пробок и препятствовать нормальной работе технологических установок на стадии низкотемпературной переработки газа. Одностадийная очистка газа от кислых компонентов абсорбентами укарсол или экосорб тоже не удовлетворяет требованиям к сырью установок низкотемпературной переработки газа, где точка росы поступающего газа не должна превышать минус 70°С. Поэтому после очистки газа физико-химическими абсорбентами газ дополнительно направляют на установку адсорбционной осушки на цеолитах.

Третий этап - разделение углеводородов, входящих в состав природного газа, обычно на сухой (С₁-С₂) или метановую и этановую фракции и ШФЛУ (широкую фракцию легких углеводородов) с последующей реализацией этих продуктов как товарных либо с выделением из ШФЛУ пропановой и бутановой фракций (или ПБФ) и легкого стабильного конденсата.

В целом каждая очередь завода представляет собой завершенный технологический цикл, внутри которого осуществляется переработка газа от исходного сырья, поступающего с промыслов, до товарных продуктов, направляемых потребителю. В качестве товарных могут получать продукты, которые направляются на другой завод для углубленной их переработки. Таковыми являются отбензиненный природный газ, который направляют потребителю как товарный газ, ПБФ и топливный газ. Стабильный конденсат, тоже может реализоваться как товарный продукт или направляется на другие заводы для получения из него компонентов товарных моторных топлив.

Попутно из выделенных в процессе очистки природного газа кислых компонентов организовано производство газовой серы (из сероводорода) по методу Клауса и получение одоранта из смеси природных меркаптанов, полученных в процессе щелочной очистки легкой части газовых конденсатов от меркаптанов.

Кроме того, в поточной схеме завода предусмотрено получение различных реагентов, например, абсорбента (фракции 150-200 °С газового конденсата для процесса низкотемпературной масляной абсорбции, пропана-хладагента (адсорбционная очистка и осушка пропан-бутановой фракции и ректификация ПБФ с получением пропана-хладагента), выделение топливного газа, используемого для нужд завода.

Поточные схемы различных ГПЗ могут отличаться перечнем используемых конкретных процессов, но во всех случаях должны представлять собой самостоятельные комплексы, обеспечивающие не только переработку сырья до товарных продуктов, но и предусматривающие на месте всех основных реагентов - абсорбентов, хладагентов, теплоносителей и т.д.

Действующие на ГПЗ технологические линии спроектированы, как правило, с учетом следующих основных требований:

- большой диапазон устойчивой работы оборудования (отношение максимально и минимально допустимых нагрузок по жидкости и газу);

- получение кондиционной товарной продукции при изменении параметров сырья в широком интервале;

- возможность перевода отдельных установок на режим производства продукции другой марки вместо проектного;

- возможность использования оборудования в широком интервале давлений и температур.

расчет схема переработка нефть газ

3. Содержание курсовой работы

Курсовая работа состоит из пояснительной записки и графической части.

Содержание пояснительной записки:

Введение

1. Основная часть

1.1 Характеристика выбранной нефти, газа

1.2 Выбор поточной схемы переработки нефти, газа. Обоснование выбора

1.3 Краткое описание технологической схемы процессов переработки нефти или газа

1.4. Расчет материальных балансов процессов по сырью

1.5 Сводный материальный баланс по всем процессам

1.6 Краткая характеристика полученных продуктов

Заключение

Список литературы

Приложения

Задание на курсовую работу выдается студенту в первую неделю учебного семестра. В задании даются исходные данные для работы, например, производительность завода по переработке нефти или газа, методы переработки и т.п., а также указываются вопросы, подлежащие разработке, название графических работ и сроки выполнения отдельных частей и работы в целом.

Содержание курсовой работы обязывает студента выполнять ее последовательно, начиная с введения. Выполнение каждого раздела работы, включая введение, должно начинаться с проработки технической литературы, на которую должны быть соответствующие ссылки в тексте пояснительной записки курсовой работы.

4. Порядок выполнения разделов курсовой работы

Введение

Во введении необходимо на 2-3 страницах отразить задачи, стоящие перед нефте-, газоперерабатывающей и нефтехимической промышленностью, методы решения задач и роль установок в решении этих задач. Раскрытие методов решения задач должно сопровождаться конкретными цифрами и примерами.

Конкретные цифры и методы решения задач в области нефтегазопереработки можно найти в журналах "Нефтепереработка и нефтехимия", "Химия и технология топлив и масел", "Нефтегазовые технологии".

1. Основная часть

В основной части дается характеристика сырья, обсуждается необходимость выбора той или иной схемы его переработки в соответствии с заданием на курсовую работу и характеристикой исходного сырья, возможности получения из этого сырья различных продуктов и характеристика этих продуктов.

В части подготовки сырья к переработке необходимо учесть наличие в нем воды, солей, примесей и предложить варианты подготовки, осушки, очистки,

В части выбора метода переработки указать характеристику, назначение, общие сведения о процессе, параметрах, оптимальных условиях протекания с максимальным выходом целевых продуктов, оптимальное соотношение реагентов, способы интенсификации процесса. Если процессы каталитические, то следует указать катализаторы и условия их максимального использования и регенерации.

1.1 Характеристика нефти, фракций и их применение

1.1.1 Характеристика нефти

Физико-химические свойства нефти данного месторождения и ее фракций приводятся в справочниках. На основании справочных данных составляется таблица с показателями физико-химических свойств выбранной нефти. В таблицу следует занести те основные показатели свойств нефти данного месторождения, которые необходимы в дальнейшем при разработке поточной схемы глубокой переработки нефти. К таким показателям относятся: разгонка нефти на аппарате 4РН-2, содержание серы, хлористых солей и твердых парафинов, плотность нефти. Перед составлением таблицы дается краткое пояснение особенностей нефти данного месторождения.

На основании данных, представленных в таблице, делаются первые выводы о необходимости иметь в поточной схеме переработки нефти технологические установки, обеспечивающие заданную глубину переработки нефти, выпуск гидроочищенных топлив и продуктов для нефтехимического синтеза, использование ВСГ с установок каталитического риформинга и углеводородных газов, содержащихся в нефти.

1.1.2 Характеристика углеводородных газов

Характеристика газов дается в виде таблицы с указанием выхода газов на нефть и их состава. Углеводородные газы, выделенные из нефти, целесообразно разделять совместно с газами установок гидроочистки топлив и каталитического риформинга с целью получения сухого газа (С₁-С₂), пропана, бутана и изобутана, или смеси пропана с бутанами.

1.1.3 Характеристика бензиновых фракций

Бензиновые фракции надо рассматривать как сырье для производства изомеризата, изо-пентана, бензола, толуола, ксилолов, бензина каталитического риформинга или газообразных олефинов. Характеристика всех этих фракций: нк-70°С; 70-150°С; 150-180°С; 70-180°С представляется в виде таблицы, в которой указываются пределы кипения фракций, выход фракций на нефть, содержание в них серы, нафтено-ароматических углеводородов, октановое число, содержание пентанов. Таблица составляется на основании данных справочник "Нефти СССР", где бензиновые фракции рассматриваются как компоненты товарных бензинов и как сырье для каталитического риформинга. На основании выхода этих фракций на нефть и их октанового числа делаются соответствующие выводы об их дальнейшей переработке в компоненты товарных бензинов или в ароматические углеводороды, или в изо-пентан, или газообразные олефины. При наличии значительного количества бензиновых фракций (более 1,5 млн. т/год) имеются возможности организации производства всех видов вышеуказанных нефтепродуктов, что должно быть подтверждено соответствующими расчетами.

1.1.4 Характеристика легкой керосиновой фракции

Под легкой керосиновой фракцией понимается фракция, которая может быть использована в качестве реактивного топлива, т.е. фракция 120-240°С (150-280°С). Характеристика этой фракции дается в виде таблицы с указанием в ней выхода на нефть, плотности, вязкости, пределов кипения,, содержания серы (общей и меркантановой), ароматических углеводородов. После сравнения этих показателей с показателями стандарта на реактивное топливо, делаются соответствующие выводы о необходимости включения в схему топливно-химического производства технологических установок для доведения показателей качества фракции до норм стандарта на реактивное топливо. Необходимо помнить, что фактически для повышения качества керосиновый фракций имеются только два процесса: гидроочистка для удаления общей и меркаптановой серы и Мерокс для удаления меркантановой серы.

1.1.5 Характеристика дизельных фракций

Дизельные фракции применяются как компоненты товарных дизельных топлив и как сырье для производства жидких парафинов. На фракционный состав дизельных фракций влияет производство реактивных топлив. В связи с этим необходимо характеризовать классические дизельные фракции, выкипающие в пределах: 180-360°С; 240-320°С; 180-200°С; 200-320°С; 320-360°С. При получении жидких парафинов для производства специальных продуктов, например, сульфонола, дается характеристика дизельных фракций соответствующего фракционного состава. Характеристика этих фракций составляется в виде таблицы, в которой указываются пределы кипения фракции, выход на нефть, содержание парафинов, содержание серы. После сравнения показателей с показателями стандарта на дизельное топливо делается заключение о необходимости иметь те или иные установки для доведения показателей качества до норм стандарта. Для доведения показателей качества дизельных фракций до норм стандарта имеются процессы гидроочистки и депарафинизации (карбамидная или адсорбционная - "Парекс"). Вопрос о депарафинизации дизельных фракций должен решаться таким образом, чтобы не менее 25% получаемого продукта отвечало требованиям стандарта на зимнее дизельное топливо. В зависимости от количества и качества дизельных фракций необходимо решить вопрос о получении тех или иных дизельных фракций в схеме проектируемого производства и их переработки в компоненты товарных нефтепродуктов. При производстве жидких парафинов из фракции 200-320°С или других фракций необходимо решать вопрос очистки парафинов от ароматических углеводородов и утилизации отходов очистки.

1.1.6 Характеристика вакуумных дистиллятов и их применение

Если в курсовой работе речь идет о топливно-химическом производстве, то в связи с этим вакуумные дистилляты надо рассматривать как сырье для производства топлив. Под вакуумными фракциями понимают фракции, выкипающие в пределах 360-600°С. В зависимости от имеющегося справочного материала составляется таблица физико-химических свойств узких фракций, например, 360-420°С; 420-480°С; 480-520°С; 360-500°С; 500-600°С. Часть этих фракций можно применять в виде компонентов, например, газотурбинного топлива, а другую часть - как компоненты сырья, например, каталитического крекинга, гидрокрекинга или висбрекинга. В связи с этим в таблице необходимо представить показатели качества этих фракций такие, как выход на нефть, плотность, вязкость, содержание парафино-нафтеновых углеводородов и серы, коксуемость. В зависимости от показателей качества выбирают конкретные пути их применения в топливно-химическом производстве. При переработке малосернистой нефти, т.е. при избытке ВСГ на установках каталитического риформинга, предпочтение следует отдать установке гидрокрекинга.

1.1.7 Характеристика остатков и их применение

Нефтяные остатки, т.е. остатки выкипающие выше 480-600°С, следует рассматривать как компоненты котельных топлив и как сырье для таких процессов, как деасфальтизация с последующим гидрокрекингом, коксование, висбрекинг, процесс АRТ (контактная очистка нефтяных остатков), гидроочистка, производство битума. С учетом этих процессов в таблице должны быть представлены показатели качества этих остатков, на основании которых можно сделать вывод о целесообразности их применения в качестве сырья того или иного процесса и составить материальный баланс процесса. Такими показателями могут быть: выход остатков на нефть, плотность, содержание асфальто-смолистых веществ, парафинов, вязкость, коксуемость, содержание серы, температура застывания. В схеме топливно-химического производства необходимо предусматривать производство до 4-5% на нефть (любую) нефтяных битумов, но не более 500 000 т/год, используя современные технологии их производства из любого сырья.

1.3 Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти

Выбор поточной схемы переработки нефти заключается в том, чтобы подобрать максимальное количество технологических установок (процессов), обеспечивающих заданные глубину переработки нефти, выход продуктов для нефтехимического синтеза и высокое качество получаемых нефтепродуктов. В настоящее время глубина переработки нефти определяется по уравнению:

Где ГП - глубина переработки нефти, %;

GN - объем переработки нефти, т/год;

GK - объем производства товарного котельного топлива, т/год;

GC - объем собственного потребления котельного топлива (без учета сухого газа), т/год; GB - объем безвозвратных потерь, т/год.

В соответствии с этим уравнением для определения глубины переработки нефти надо рассчитать по литературным данным выход компонентов котельного топлива на установках, которые входят в поточную схему переработки данной нефти.

Для получения высокой глубины переработки Двинской нефти (пример) в поточную схему топливно-химического блока НПЗ включаются установки каталитического крекинга, гидрокрекинга и ART. Процесс ART - это процесс термоадсорбционной переработки нефтяных остатков - мазута, гудрона или их смесей. Специалисты фирмы "Келлог" называют процесс ART революционным, т.к. он является самым эффективным и экономическим способом облагораживания остатков нефти.

На современном этапе развития нефтяной отработки глубина переработки нефти должна быть на уровне 87-90%, т.к. необходимо получать котельное топливо для печей НПЗ (~6% на нефть) и производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ для нужд НПЗ (6-7% на нефть).

При включении вышеуказанных установок в поточную схему переработки нефти выход компонентов котельного топлива (газойля) из Двинской нефти (пример) составит:

22,45Ч0,95Ч0,15+(21,73-5) Ч0,46 = 11% на нефть

где 22,45 - выход вакуумного дистиллята (360-600°С) на нефть, % масс.;

0,95 - выход гидроочищенного вакуумного дистиллята; 0,15 - выход тяжелого газойля (360-500°С) в процессах гидрокрекинга и каталитического крекинга;

21,73 - выход гудрона на нефть, % масс.;

5 - количество гудрона для производства битума, % масс. на нефть; 0,46 - выход тяжелого газойля в процессе ART,% масс.

Выход тяжелого котельного топлива (11% на нефть) не обеспечивает производство котельного топлива для собственных нужд (12-13% на нефть).

Недостаток жидкого котельного топлива покрывается за счет применения в качестве топлива трубчатых печей НПЗ сухого газа, получаемого на установках НПЗ (1-3% масс. на нефть), количество которого определяется в результате расчета материального баланса установок и НПЗ в целом.

Таким образом, глубина переработки Двинской нефти составляет 89% (100-11).

Расход топлива для обеспечения работы трубчатых печей НПЗ проводится по литературным данным для каждой установки и НПЗ в целом. При предлагаемой глубине переработки нефти на уровне 89% массовых обеспечивается повышенный выход топлив - автобензина, реактивного и дизельного топлива и их высокое качество за счет применения процессов гидроочистки, каталитического риформинга, изомеризации, каталитического крекинга, гидрокрекинга, алкилирования и этерификации (смотрите рис. 1 и материальный баланс НПЗ). В качестве продуктов - сырья для нефтехимического синтеза на топливно-химическом блоке НПЗ получают индивидуальные ароматические углеводороды (бензол, параксилол и др.), низшие олефины (этилен, пропилен), жидкие парафины, серную кислоту или серу. В качестве сырья для производства нефтехимических продуктов, прежде всего для выработки сажи, можно рассматривать смолу процесса пиролиза (ТЖТ, ТСП).

Из гидростабильного бензина процесса пиролиза можно выделить фракцию С₆-С₉ для производства индивидуальных ароматических углеводородов, но экономическая целесообразность этого выделения низкая, т.е. требуется двойное гидрирование этой фракции до подачи ее в блок экстракции установки каталитического риформинга. Кроме того в качестве сырья для нефтехимического синтеза из бензина процесса пиролиза можно выделять фракцию С₉, которая служит сырьем для производства олифы. Для определения выходов сырья и продуктов для нефтехимического синтеза проводятся соответствующие расчеты, результаты которых целесообразно представлять в виде таблиц.

Современные катализаторы и технологический режим позволяют получать на установках каталитического риформинга из бензиновой фракции 70-180°С катализат с содержанием ароматики на уровне 60-66% при его выходе около 83,5%. Ориентировочно 50% катализата может быть применено для экстракции ароматических углеводородов, но при этом мощность установки каталитического риформинга должна быть не менее 1 млн. т/год.

Например, при мощности топливно-химического блока НПЗ 7 млн. т/год Двинской нефти при содержании фракции 70-180°С в нефти 14% обеспечивается мощность установки каталитического риформинга на уровне 1 млн. т/год. Фактически мощность установки каталитического риформинга будет выше 1 млн. т/год за счет вовлечения в сырье бензинов-отгонов с установок гидроочистки различных фракций. На основании литературных данных в таблице 1 представлены результаты расчета выхода ароматических углеводородов и сырья для процесса пиролиза на установке каталитического риформинга при мощности топливно-химического блока НПЗ 7 млн. т/год нефти.

Таблица 1

Выход ароматики и сырья для процесса пиролиза на установке каталитического риформинга

Показатели	Значение показателя
Производительность установки, т/год	1 000 000
Выход риформата, % мас.	83,5
Выход рефлюкса (сырье процесса пиролиза) % мас. т/год	660 000
Доля риформата для производства аромати-ки	0,5
Содержание ароматики в риформате, % мас.	60
Содержание ароматических углеводородовС6-С9 в суммарной ароматике, % мас.	90
Выход ароматических углеводородов С6-С9т/год, % мас. на нефть	1 000 000-0,835-0,5-0,9-0,6 = 225 000 100-225 000/7 000 000 = 3
Выход рафината (сырье процесса пиролиза) т/год % мас. на нефть	1 000 000Ч0,835Ч0,5Ч0,9Ч(1-0,6) = 150 000100-150 000/7 000 000 = 2

По литературным данным суммарная ароматика в типичном риформате имеет состав, представленный в таблице 2.

Таблица 2

Состав ароматики в типичном риформате

Компонент	Содержание компонента в суммарной ароматике, % мас.
Бензол	11,2
Толуол	29,3
Этилбензол	6,6
Параксилол	6,9
Метаксилол	14,8
Ортоксилол	9,1
Ароматика С9	22,1
ИТОГО	100

В поточной схеме топливно-химического блока НПЗ необходимо предусмотреть, прежде всего, производство бензола и параксилола, которые наиболее широко применяются для производства нефтехимических продуктов (пластмассы, волокна и т.п.). В связи с этим в поточной схеме блока необходимо учесть установку экстракции суммарной ароматики, установку ректификации суммарной ароматики для выделения бензола, толуола, этилбензола и ксилолов, ароматики С₉.

Для превращения толуола и ароматики С₉ в бензол и ксилолы применяется установка "Таторей", а для увеличения производства параксилола в схему включается установка изомеризации смеси этилбензола с ксилолами для получения параксилола.

...