Переработка нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Аналитический обзор
• 1.1 Общая информация о нефти
• 1.2 Физические свойства нефти и нефтепродуктов
• 1.3 Классификация нефтей
• 1.4 Запасы нефти. Основные нефтегазоносные районы
• 1.5 Использование нефти
• 1.6 Разведка нефти
• 1.7 Извлечение нефти из земных недр
• 1.8 Сбор и подготовка нефти на промыслах
• 1.9 Транспорт нефти
• 1.10 Переработка нефти
• 2. Патентный поиск
• Заключение
• Список использованных источников



Введение

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья - нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

- дальнейшее углубление переработки нефти;

повышение октановых чисел автобензинов;

снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

Решение этих проблем предусматривает:

1. Совершенствование основных аппаратов установок АВТ:

контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т.д.;

конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

трубчатых печей и теплообменно-холодильного оборудования.

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть:

уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.



1. Аналитический обзор

1.1 Общая информация о нефти

Нефть и газ -- это основные источники энергии в современном мире. На топливах, полученных из них, работают двигатели сухопутного, воздушного и водного транспорта, тепловые электростанции. Нефть и газ перерабатывают в химическое сырье для производства пластических масс, синтетических каучуков, искусственных волокон. В настоящее время насчитывается около 100 различных процессов первичной и вторичной переработки нефти, реализованных в промышленности. Намечается внедрение новых, весьма перспективных разработок, направленных на улучшение качества продукции и совершенствование технологии. Существуют теории неорганического и органического происхождения нефти. Часть геологических и геохимических наблюдений, накопленных в мировой науке о нефти, подтверждают теорию органического происхождения нефти. Вследствие своей подвижности нефть и газ способны мигрировать в толще пород. Миграция происходит под воздействием различных факторов: перемещения с водой, растворения жидких веществ нефти в газах, фильтрации по порам и трещинам, диффузии. В результате движения по пористым пластам и при вертикальной миграции под влиянием гравитационного и тектонического факторов нефть и газ скапливаются в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или затруднена, -- в ловушках. Различают три типа ловушек; замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Скопления нефти и газа в ловушках имеют объем от нескольких кубических миллиметров до десятков миллиардов кубических метров. Если масса нефти и газа в ловушке составляет несколько тысяч тонн и более, то такое скопление называется залежью. Залежи располагаются на глубине до 6--7 км, на глубине 4--5 км нефтяные залежи обычно сменяются газовыми и газоконденсатными. Наибольшее число залежей нефти обнаружено на глубине 1,0--3,0 км. В составе месторождения нефти, такого ее скопления, которое по количеству, качеству и условиям залегания пригодно для промышленного использования, обычно имеется одна или несколько залежей.

1.2 Физические свойства нефти и нефтепродуктов

Нефть и нефтепродукты характеризуют показателями следующих физических свойств: плотность, вязкость, молекулярная масса, температуры застывания, помутнения, кристаллизации, вспышки, воспламенения и самовоспламенения, показатель преломления. Для характеристики нефтяных дисперсных систем служат показатели структурно-механической прочности и агрегативной устойчивости. Плотность нефтей колеблется от 820 до 900 кг/м?, хотя известны нефти с более высокой плотностью: ярегская (945); серноводская (916); мексиканская нефть месторождения Какалино (972); кубинская месторождения Харуко (977); венесуэльская месторождения Боскан (991). В нашей стране и за рубежом добываются также нефти, содержащие много светлых нефтепродуктов и характеризующиеся низкой плотностью: кулсаринская (783); марковская (775); американская месторождения Хидли (775). Вязкость. Для характеристики нефтей и нефтепродуктов применяются показатели динамической, кинематической и условной вязкости. Вязкость зависит от химического и фракционного состава. Кинематическая вязкость при 20 °С для большинства нефтей (v₂₀) колеблется от 4 до 40 мм²/с, хотя существуют и более вязкие нефти: мартышинская (v₂₀ = 105,7 мм²/с), ярегская (v₂₀ = 786,3 мм²/с), а из зарубежных -- венесуэльские Бачекеро и Лагунильяс (v₃₈ = 200 мм²/с), мексиканская Наранхос (v₂₀ = 178 мм²/с) и др. В тех случаях, когда нефть и нефтепродукты образуют дисперсные системы, течение жидкости перестает быть пропорциональным приложенной нагрузке, т. е. не подчиняется закону Ньютона. Вязкость таких систем носит название структурной. Для разрушения структуры требуется определенное усилие, которое называется пределом упругости. Молекулярная масса нефти и нефтепродуктов зависит от соотношения отдельных углеводородов и фракций. Средняя молекулярная масса большинства нефтей равна 200--300. Исключение составляет уже упоминавшаяся ярегская нефть (М = 452), танагарская в Эмбенском районе (М = 384), айяунская в Западной Сибири (М = 470).

1.3 Классификация нефтей

Нефти разных месторождений отличаются друг от друга по физическим и химическим свойствам. Поскольку именно свойства нефти определяют направление и условия ее переработки, влияют на качество получаемых нефтепродуктов; оказалось целесообразным разработать классификацию нефтей, которая отражала бы их химическую природу и определяла бы возможные направления переработки.

Таблица 1 - Технологическая классификация нефтей

класс	Содержание серы, %	Тип	Содержание фракций до 350?С, %	Группа	Потенциальное содержание базовых масел, %
	В нефти	В бензине (до 180?С)	В реактивном топливе (120-240 ?С)	В дизельном топливе (240-350 ?С)				На нефть	На мазут выше 350 ?С
1	?0,50	?0,10	?0,10	?0,20	1	?55,0	1	>25,0	>45,0
							2	15,0-24,9	>45,0
2	0,51-2,00	?0,10	?0,25	?1,00	2	45,0-54,9	3	15,0-24,9	30-44,9
3	>2,00	>0,10	>0,25	>1,00	3	<45,0	4	<15,0	<30,0

Существуют различные научные классификации. Нефти подразделяют на классы по содержанию серы в нефти, бензине, реактивном и дизельном топливе; типы по выходу фракций до 350 °С; группы но потенциальному содержанию базовых масел; подгруппы по индексу вязкости базовых масел; виды по содержанию твердых алканов -- парафинов в нефти. Малосернистая нефть содержит не более 0,5% серы, при этом в бензиновой и реактивно-топливной фракциях -- не более 0,1%; в дизельной -- не более 0,2%. Для отнесения нефти к малосернистым должны быть выполнены все упомянутые требования. Соответствующие требования установлены для сернистой и высокосернистой нефтей. По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350 °С, нефти делятся на три типа, а по суммарному содержанию дистиллятных и остаточных базовых масел -- на четыре группы. В зависимости от значения индекса вязкости базовых масел различают четыре подгруппы. К малопарафинистым относятся те нефти, в которых содержится не более 1,5% парафинов и из которых можно получить без депарафинизации реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами перегонки 240--350 °С и температурой застывания не выше --45 °С, индустриальные базовые масла.

Таблица 2 - Классификация нефтей по содержанию парафинов

Подгруппа	Индекс вязкости	Вид	Содержание парафинов в нефти, %	Депарафинизация
				Не требуется	Требуется
1	>95	1	?1,50	Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел	-
2	90-95
3	85-89,9	2	1,51-6,00	Для получения реактивного и дизельного летнего топлив	Для получения дизельного зимнего топлива и дистиллятных базовых масел.
4	<85	3	>6,00	-	Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел



Если в нефти содержится 1,5--6,0% парафинов и из нее можно без депарафинизации получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами кипения 240--350 °С и температурой застывания не выше --10 °С, то нефть относят к парафинистым. Высокопарафинистые нефти содержат более 6% парафина. Из них даже летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации.

В табл. 3 в качестве примера приводится характеристика некоторых отечественных нефтей и их шифр по технологической классификации.

Таблица 3 - Характеристика некоторых отечественных нефтей по месту добычи

Название нефти	Содержание серы, %	Выход фракций до 350 ?С	Потенциальное содержание базовых масел, %	Индекс вязкости	Плотность, кг/м?	Шифр нефти
	Нефть	Бензин	Реактивное топливо	Дизельное топливо		На нефть	На мазут
Туймазинская (Башкортостан)	1,44	0,03	0,14	0,96	53,4	15,0	32,0	85-88	890	22232
Жирновская (Волгоградская обл.)	0,29	0,10	0,13	0,18	50,8	19,3	89,0	95-99	856	22212
Жетыбайская (Казахстан)	0,10	0,005	0,008	0,03	41,2	20,5	34,8	95-100	849	12213
Самотлорская (Тюменская обл)	0,96	-	0,036	0,50	58,2	27,6	54,0	90-92	842	21122
Троицко-анастасяевская (Краснодарский край)	0,22	-	0,061	0,08	48,3	28,2	54,8	40-66	906	12141
Ярегская (Коми)	1,11	-	0,036	0,5	18,8	25,0	52,3	-	945	21231
Усинская (Коми)	0,61	-	0,015	0,09	52,2	25,7	53,0	-	836	12143



1.4 Запасы нефти. Основные нефтегазоносные районы

Наиболее крупные месторождения нефти расположены в арабских странах Ближнего и Среднего Востока, Иране, Индонезии, Северной и Южной Америке. На территории России месторождения нефти имеются в Западной Сибири, районах Поволжья, Урала, Северного Кавказа, Коми.

Разведанные запасы нефти составляют (на 2004) 210 млрд т (1200 млрд баррелей), неразведанные -- оцениваются в 52--260 млрд т (300--1500 млрд баррелей). Мировые разведанные запасы нефти оценивались к началу 1973 года в 100 млрд т (570 млрд баррелей) (данные по запасам нефти, публикуемые за рубежом, возможно занижены). Таким образом, в прошлом разведанные запасы росли. В настоящее время, однако, они сокращаются.

До середины 1970-х мировая добыча нефти удваивалась примерно каждое десятилетие, потом темпы её роста замедлились. В 1938 она составляла около 280 млн т, в 1950 около 550 млн т, в 1960 свыше 1 млрд т, а в 1970 свыше 2 млрд т. В 1973 году мировая добыча нефти превысила 2,8 млрд т. Мировая добыча нефти в 2005 году составила около 3,6 млрд т.

Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973 года в мире было извлечено из недр 41 млрд т, из которых половина приходится на 1965--1973 год.

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растёт: 3 % в 1900, 5 % перед 1-й мировой войной 1914--1918, 17,5 % накануне 2-й мировой войны 1939--45, 24 % в 1950, 41,5 % в 1972, 48 % в 2004.

Мировая добыча нефти в настоящее время (2006) составляет около 3,8 млрд т в год, или 30 млрд баррелей в год. Таким образом, при нынешних темпах потребления, разведанной нефти хватит примерно на 40 лет, неразведанной -- ещё на 10--50 лет. Также растёт и потребление нефти -- за последние 35 лет оно выросло с 20 до 30 млрд баррелей в год.

Имеются также большие запасы нефти (3400 млрд баррелей) в нефтяных песках Канады и Венесуэлы. Этой нефти при нынешних темпах потребления хватит на 110 лет. В настоящее время компании ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении.

Страны с крупнейшими запасами нефти (Млрд. Баррелей) (По данным BP Statistical review of world energy 2011) и крупнейшие страны добытчики представлены в табл. 4 и в табл. 5 сответственно.

Таблица 4 - Страны с крупнейшими запасами нефти

Страна	Запасы, млрд. баррелей	% от мировых запасов	На сколько лет хватит
Саудовская Аравия	264,5	19,1	72
Венесуэла	211,2	15,3	234
Иран	137,0	9,9	88
Ирак	115,0	8,3	128
Кувейт	101,5	7,3	111
ОАЭ	97,8	7,1	94
Россия	77,4	5,6	21
Ливия	46,4	3,4	77
Казахстан	39,8	2,9	62
Нигерия	37,2	2,7	42
Канада	32,1	2,3	26
США	30,9	2,2	11
Катар	25,9	1,9	45
Китай	14,8	1,1	10
Бразилия	14,2	1,0	18

Таблица 5 - Крупнейшие мировые нефтедобытчики (по данным международного энергетического агентства)

Страна	2008	2006
	Добыча млн. т.	Доля мирового рынка	Добыча млн. т.	Доля мирового рынка
Россия	505	9,2	507	12,9
Саудовская Аравия	480	9,1	477	12,1
Соединённые Штаты Америки	294	5,6	310	7,9
Иран	252	4,8	216	5,5
Китай	189	3,5	184	4,7
Мексика	167,94	3,2	183	4,6
Канада	173,4	3,3	151	3,8
Венесуэла	180	3,4	151	3,8
Казахстан	70	1,3	64,9	1,7

1.5 Использование нефти

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. В начале от нее отделяют растворенные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в газообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом, можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают три основные фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты. Эти продукты включают горючие газы, бензин, растворители, керосин, газойль, бытовое топливо, широкий состав смазочных масел, мазут, дорожный битум и асфальт; сюда относятся также парафин, вазелин, медицинские и различные инсектицидные масла. Масла из нефти используются как мази и кремы, а также в производстве взрывчатых веществ, медикаментов, чистящих средств, наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза более высокой теплотой сгорания по сравнению с лучшими углями. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков при горении. Замена твердых видов топлива мазутом на ТЭС, заводах и на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% добываемой нефти потребляются в качестве сырья для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 150 отраслях производства. В химической промышленности применяются формальдегид (HCHO), пластмассы, синтетические волокна, синтетический каучук, аммиак, этиловый спирт и т.д. Продукты переработки нефти применяются и в сельском хозяйстве. Здесь используются стимуляторы роста, протравители семян, ядохимикаты, азотные удобрения, мочевина, пленки для парников и т.д. В машиностроении и металлургии применяются универсальные клеи, детали и части аппаратов из пластмасс, смазочные масла и др. Широкое применение нашел нефтяной кокс, как анодная масса при электровыплавке. Прессованная сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем, для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт, хлороформ, формалин, аспирин, вазелин и др. Производные нефтесинтеза находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.



1.6 Разведка нефти

Поиски нефти осуществляются сочетанием геологических, геофизических и геохимических методов.

Геологический метод заключается в изучении структуры осадочных пород с помощью геологической съемки и бурения. По результатам бурения составляют структурные карты, на которых отмечают состав и возраст горных пород, особенности рельефа пластов. Затем бурят поисковые скважины для обнаружения нефтегазовых ловушек. После нахождения залежей приступают к разведочному бурению, с тем чтобы установить размеры месторождения и запасы нефти или газа.

Геофизические методы основаны на измерении с помощью специальных приборов таких явлений и параметров, как гравиметрические и магнитные аномалии, электропроводимость пород, особенности распространения сейсмических колебаний, возникающих при искусственных взрывах. Ведущим методом при поисках ловушек для нефти и газа является сейсморазведка.

К геохимическим методам поиска нефти и газа относятся газовая съемка и газовый каротаж. При газовой съемке отбирают пробы газа (подпочвенного воздуха) или породы с глубин от 2--3 м до 10--50 м и извлекают из этих проб метан, этан, пропан и другие углеводороды. По результатам анализа выявляют газовые аномалии", являющиеся признаком возможного наличия в толще пород нефтяного или газового месторождения. Газовый каротаж -- метод, основанный на систематическом определении газообразных и легких жидких углеводородов в буровом растворе или керне.

Процесс геологоразведочных работ на нефть и газа в России делится на три этапа: региональный, поисковый, разведочный.

На региональном этапе оцениваются перспективы нефтегазоносности и прогнозные ресурсы региона; путем бурения опорных и параметрических скважин и геофизических работ определяются районы проведения поисковых работ.

В ходе поискового этапа осуществляются детальные геофизические исследования и выявляются локальные объекты для бурения. Затем проводится бурение поисковых скважин. В результате поискового этапа устанавливается факт наличия месторождения и предварительно оцениваются запасы.

Главная цель разведочного этапа -- обозначить (оконтурить) залежи, определить мощность и нефтегазонасыщенность пластов и горизонтов. После завершения разведочного этапа подсчитываются промышленные запасы нефти, разрабатываются рекомендации о вводе месторождения в эксплуатацию.

Основной способ промышленной добычи нефти -- извлечение ее из земных недр с помощью буровых скважин.

1.7 Извлечение нефти из земных недр

В 1859 г. в США, а в 1864 г. в России были пробурены первые нефтяные скважины. В зависимости от характера действия бурового инструмента па породу различают ударное и вращательное бурение.

Бурение промышленных нефтяных и газовых скважин производится с помощью стационарных установок, оснащенных буровыми станками. Первоначально в скважину вводят одну бурильную трубу, по мере углубления скважины привинчивают все новые и новые трубы. Каждая имеет длину 6--10 м и снабжена на обоих концах нарезкой.

Для удаления разбуренной породы скважина промывается глинистым или специальным раствором, который закачивается насосом внутрь колонны бурильных труб. Раствор проходит по трубам вниз, выходит через отверстие в долоте к забою, а затем поднимается между стенками скважины и бурильными трубами, вынося на поверхность мелкие обломки разрушенных пород. Время от времени колонну бурильных труб поднимают, чтобы сменить изношенное долото.

По характеру воздействия на породу различают долота скалывающего или режущего действия и шарошечные долота дробящего действия. Для бурения в твердых породах применяют трехшарошечные долота.

Основной недостаток вращательного бурения -- необходимость вращать всю колонну бурильных труб вместе с долотом.

Рисунок 1 - Турбобур

Более эффективен способ, основанный на применении забойных двигателей. Колонна бурильных труб остается неподвижной, а вращается с помощью двигателя только долото. Основная трудность при внедрении этого метода заключалась в создании такого двигателя, который мог бы работать на большой глубине и имел бы малые размеры. Предъявленным требованиям отвечает созданная советскими учеными и специалистами конструкция забойного гидравлического двигателя--турбобура (рис.1).

Получили распространение также забойные буровые машины с погружным электродвигателем - электробуры. Электробур присоединяется к низу бурильной колонны и передает вращение буровому долоту.

Современная технология добычи нефти включает три этапа:

1) движение нефти по пласту к скважинам вследствие разности давлений в пласте и на забое скважины (разработка месторождения);

2) движение нефти от забоя скважин до их устья на поверхности (эксплуатация скважин);

3) сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, отделение газа и воды от нефти, возврат воды в пласт, сбор попутного газа.

Для того чтобы обеспечить перемещение нефти в пласте к забою эксплуатационной скважины, в настоящее время, как правило, в пласт нагнетают воду. Для небольших залежей применяется законтурное, а для средних и крупных -- внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении на территории залежи через три--пять рядов эксплуатационных скважин располагают нагнетательные скважины для подачи в пласт воды. Увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также повышением давления воды можно интенсифицировать воздействие на пласт.

Методы искусственного заводнения позволяют повысить отдачу пласта с 30--35% до 40--45%. Дальнейшего увеличения нефтеотдачи добиваются с помощью новых методов воздействия на пласт:

1) прогревом призабойной зоны скважины специальными нагревателями, закачкой в пласт горячего газа или воды, созданием движущегося внутрипластового очага горения;

2) закачкой в пласт смешивающихся с нефтью агентов-растворителей (пропана, высших спиртов, жирного углеводородного газа), серной и соляной кислоты и поверхностно-активных веществ.

Движение нефти от забоя скважины до устья производится как за счет естественного фонтанирования, так и с помощью механизированных способов. При естественном фонтанировании нефть изливается на поверхность под давлением пластовой энергии. Фонтанная добыча применяется на первом этапе эксплуатации скважины; по мере снижения пластового давления фонтанирование ослабляется, и скважину переводят на механизированную добычу.



1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4,9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки; 10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 - буфер.

Рисунок 2 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника

К механизированным способам добычи нефти относятся газлифтный (рис.3) и глубиннонасосный (рис. 4,5).

Рисунок 3 - Конструкции газлифтных подъемников

При газлифтном методе в скважину нагнетают компрессорами углеводородный газ, который, смешиваясь с нефтью, способствует ее подъему на поверхность. При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы, а во втором -- однорядный подъемник центральной системы. При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы. Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части -- трубы большего диаметра, а в нижней -- меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы. Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей. Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы -- полуторарядный подъемник, который имеет преимущества перед двухрядным при меньшей его стоимости. При глубинно-насосном методе используются погружаемые в скважину штанговые, электроцентробежные или винтовые насосы. В России 69% всех эксплуатируемых скважин составляют штанговые глубиннонасосные, 15% -- фонтанные, 12% -- скважины с погружными электронасосами, 4 % -- скважины газлифтного типа.

1 -- всасывающий клапан; 2 -- нагнетательный клапан; 3 -- насосные штанги; 4 -- тройник; 5 -- сальник; 6 -- балансир; 7, 8 -- кривошипношатунный механизм; 9 -- двигатель;

Рисунок 4 - Установка для добычи нефти с применением штанговых глубинных насосов

1 -- электродвигатель; 2 -- протектор; 3 -- ситчатый фильтр; 4 -- погружной насос; 5 -- кабель; 6 -- направляющий ролик; 7 -- кабельный барабан; 8 -- трансформатор; 9 -- станция управления;

Рисунок 5 - Установка для добычи нефти с применением погружного электронасоса



1.8 Сбор и подготовка нефти на промыслах

Нефть, извлекаемая из скважин, содержит пластовую воду с растворенными солями, газы органического и неорганического происхождения, механические примеси (песок, глина, известняк). Перед транспортировкой потребителям от нефти отделяют газы, механические примеси, основную часть воды и солей.

На отечественных нефтепромыслах эксплуатируются различные системы промыслового сбора и транспортирования сырой нефти, отличающиеся условиями перемещения нефти, схемой подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций, пришли различные герметизированные высоконапорные системы.

1.9 Транспорт нефти

На предприятия по переработке нефти подается трубопроводным, водным (танкеры, баржи) и железнодорожным (цистерны) транспортом.

Наиболее экономична транспортировка нефти но трубопроводам -- себестоимость перекачки нефти а 2--3 раза ниже, чем стоимость перевозки по железной дороге. Сеть магистральных нефтепроводов связывает нефтедобывающие районы Урала и Поволжья, Западной Сибири, Коми с нефтеперерабатывающими заводами.

Средняя дальность перекачки нефти в нашей стране составляет около 1500 км. Нефть транспортируется по трубопроводам диаметром 300--1200 мм, причем более 40% от общей протяженности приходится на долю нефтепроводов диаметром 800--1200 мм. По длине магистральных нефтепроводов размещается есть промежуточных перекачивающих станций, оснащенных насосами производительностью 1250--12500 м?/ч, развивающими давление на выходе до 6,4 MПа.

Магистральные нефтепроводы и нефтепроводы-отводы, по которым нефть поступает на территорию нефтеперерабатывающих заводов, заканчиваются приемосдаточными пунктами, на которых располагаются фильтры и счетчики для учета поступающей нефти.

Для предотвращения коррозионного разрушения нефтепроводов и защиты от блуждающих токов применяют антикоррозионную изоляцию и электрохимические методы защиты. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти сооружают станции подогрева, совмещая, где это возможно, с перекачивающими станциями.

1.10 Переработка нефти

Нефть является источником получения всех видов жидкого топлива -- бензина, керосина, дизельного и котельного (мазут) топлив, из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла, нефтяной кокс, битумы, консистентные (пластичные) смазки, нефтехимическое сырье -- индивидуальные алканы (парафиновые углеводороды), алкены (олефины) и арены (ароматические углеводороды), жидкий и твердый парафин. Из нефтехимического сырья в свою очередь производят широкую гамму ценных продуктов, применяющихся в промышленности, сельском хозяйстве, медицине, быту: пластические массы, синтетические каучуки и смолы, синтетические волокна и моющие средства, белково-витаминные концентраты, индивидуальные кислородсодержащие соединения -- спирты, альдегиды, кетоны, кислоты.

Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организовано на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). НПЗ сооружены в большинстве промышленно развитых стран мира.

Переработка нефти па НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые могут быть условно разделены на следующие группы:

1) первичная переработка (обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти, вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций);

2) термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз);

3) термокаталитические процессы (каталитические крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, селектоформинг);

4) процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

5) процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

6) процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

7) процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидродеалкилирование, деалформинг, диспропорционирование).

На рисунках 5--7 изображены три схемы потоков современных НПЗ. Заводы с неглубокой переработкой нефти по топливному варианту (рис. 6) до недавнего времени строились в тех районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ), а для снабжения энергетических установок используется остаток от перегонки нефти -- мазут. Из нефти выделяют изначально содержащиеся в ней светлые дистиллятные фракции, которые затем облагораживают с применением вторичных процессов -- каталитического риформинга, изомеризации, гидроочистки. В схеме завода предусмотрено также получение жидкого парафина -- сырья для биохимических производств и битума.



Рисунок 6 - Схема НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти

Пример завода с глубокой переработкой нефти по топливному варианту приведен на рис. 7. Помимо установок первичной перегонки и облагораживания светлых дистиллятов в состав завода включены установки гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования. На базе легких непредельных углеводородных фракций, полученных каталитическим крекингом и коксованием, может быть организовано производство высокооктановых компонентов автомобильного бензина -- алкилата или метилтретбутилового эфира (МТБЭ).



Рисунок 7 - Схема НПЗ с глубокой переработкой нефти по топливному варианту

Производство масел из нефтей Урала, Поволжья и Западной Сибири включает (рис. 8) деасфальтизацию гудрона, селективную очистку узких масляных дистиллятов и деасфальтизата, депарафинизацию рафинатов селективной очистки, гидроочистку или контактную очистку депарафинированного масла, смешение очищенных остаточных и дистиллятных компонентов друг с другом и с композициями присадок.



Рисунок 8 - Схема НПЗ топливно-масляного профиля

Первичная перегонка нефти. В основе технологии первичной перегонки нефти лежит перегонка -- процесс физического разделении нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную. Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного и многократного испарении жидких смесей.

а -- постепенная; б -- однократная; в -- двукратная; 1 -- куб; 2 -- кипятильник; 3 -- конденсатор; 4 -- приемник; 5 -- сепаратор; I -- сырье; II -- отгон; III -- остаток; IV -- отгон второй ступени; V -- остаток второй ступени.

Рисунок 9 - Схемы простой перегонки



Перегонка с постепенным испарением (рис. 9, а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жидкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком или выводе из него периодически отдельными фракциями.

Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов преимущественно применяют в лабораторной практике при определении фракционного состава по ГОСТ 2177--82 на стандартном аппарате периодического действия; анализ дает возможность судить о технической ценности нефти и эксплуатационных свойствах нефтепродукта.

Перегонка однократным (равновесным) испарением (рис. 9, б). Исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник 2, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фалы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3, поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона). С низа сепаратора 5 непрерывно отводится жидкая фаза -- остаток.

Отношение количества образовавшихся паров при однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.

Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.

Многократное испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку, полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На рисунке 9, в показана схема двукратной перегонки. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней -- остаток второй ступени.

Способы перегонки с однократным и многократным испарением имеют наибольшее значение с осуществлении промышленной переработки нефти на установках непрерывного действия. Так, примером процесса однократного испарения является изменение фазового состояния (доли отгона) нефти при нагреве в регенеративных теплообменниках и в змеевике трубчатой печи с последующим отделением паровой от жидкой фазы в секции питания ректификационной колонны.

Простая перегонка, особенно вариант с однократным испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией или с ректификацией.

Сложная перегонка. Перегонка с дефлегмацией основана на частичной конденсации образующихся при перегонке паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части.

Дефлегмацию осуществляют в специальных по конструкции поверхностных конденсаторах воздушного или водяного охлаждения, размещаемых над перегонным кубом.

Перегонка с ректификацией дает более высокую четкость разделения смесей но сравнению с перегонкой с дефлегмацией. Основой процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси. Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами -- тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.

Современная промышленная технология первичной перегонки нефти основана на процессах одно- и многократной перегонки с последующей ректификацией образовавшихся паровой и жидкой фаз. Перегонку с дефлегмацией и периодическую ректификацию, так же как перегонку с постепенным испарением, применяют в лабораторной практике.

Перегонка с водяным паром и в вакууме. Нефтяные смеси термически нестойкие. Среди входящих в их состав компонентов менее стойки к нагреву сернистые и асфальтосмолистые соединения. Парафиновые углеводороды термически менее стойки, чем нафтеновые. Последние при нагреве легче разлагаются, чем ароматические. Термическая стабильность нефтяных смесей зависит в основном от температуры нагрева и времени ее воздействия. Порог термической стабильности для непрерывной перегонки выше, чем для периодической.

Разложение при перегонке ухудшает эксплуатационные свойства нефтепродуктов: понижает их вязкость, температуру вспышки, стабильность к окислению. В целях уменьшения разложения ограничивают время пребывания нефтяных остатков при высоких температурах. Рекомендуемое время пребывания мазута в нижней части атмосферном колонны не более 5 мин, гудрона внизу вакуумной колонны --2--5 мин.

Когда температура кипения нефтяной смеси при атмосферном давлении превышает температуру ее термического разложения, при перегонке применяют вакуум и водяной пар. Вакуум понижает температуру кипения. Действие водяного пара аналогично действию вакуума: понижая парциальное давление компонентов смеси, он вызывает кипение ее при меньшей температуре. Водяной пар используют как при атмосферной, так и при вакуумной перегонке. При ректификации его применяют для отпаривания низкокипящих фракций от мазута и гудрона, из топливных и масляных фракции. Сочетание вакуума с водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий отбор масляных фракций (до 530--580 °С). Однако действие водяного пара как отпаривающего агента ограничено, поскольку теплота на испарение отнимается от перегоняемой жидкости, то по мере увеличения расхода водяного пара температура ее и, следовательно, давление насыщенных паров понижаются. Отпарка постепенно снижается, так как давление насыщенных паров жидкости сравнивается с парциальным давлением нефтяных паров. Наиболее эффективным является расход водяного пара в пределах 2--3% на сырье отгонной колонны при числе теоретических ступеней контакта 3--4. В этих условиях количество отпариваемых из мазута низкокипящих компонентов достигает 14--23%. Технология перегонки с водяным паром имеет свои преимущества. Наряду с понижением парциального давления нефтяных паров, водяной пар интенсивно перемешивает кипящую жидкость, предотвращая возможные местные перегревы ее, увеличивает поверхность испарения за счет образования пузырей и струй. Водяной пар применяют также для интенсификации нагрева нефтяных остатков в трубчатых печах при вакуумной перегонке. При этом добиваются большей степени испарения нефтепродукта, предотвращения закоксовывания труб. Расход острого пара в этом случае принимают 0,3--0,5% на сырье. В некоторых случаях отпарку легкокипящих фракций для повышения температуры вспышки керосина и дизельного топлива осуществляют не водяным паром, а однократным испарением. Этим предотвращают образование стойких водных эмульсий в топливах, удаление которых связано с длительным отстоем. Примеры технологических схем, применяемых для первичной перегонки нефти в нашей стране. Атмосферная перегонка нефти на таких установках осуществляется в одной колонне. Предпочтительным сырьем для них являются нефти с относительно невысоким содержанием бензиновых фракций и растворенных газообразных углеводородов. Пример установки такого типа -- ЭЛОУ-АВТ-7 со вторичной перегонкой бензина, запроектированная ВНИПИНефть по технологическому регламенту БашНИИ НП. Установка предназначена для обессоливания и перегонки 6--7 млн. т в год смеси нефтей. На установке вырабатывается следующий ассортимент фракций: С₂--С₄ -- сжиженный газ; С₅ -- 90 ^?С -- компонент автомобильного бензина; 90--140 ^?С -- сырье каталитического риформинга для производства высокооктанового компонента автомобильного бензина; 140--250 °С--авиационное турбинное топливо; 250--320 ^?С--легкий компонент дизельного топлива для скоростных двигателей; 320--380 ^?С -- тяжелый компонент дизельного топлива для скоростных двигателей (подвергается гидроочистке); 380--530 °С -- сырье каталитического крекинга; гудрон -- сырье висбрекинга. для производства битумов. Принципиальная технологическая схема установки представлена на рис. 10. Нефть, нагретая в регенеративных теплообменниках 2, поступает четырьмя параллельными потоками в электродегидраторы 3. Обессоливание проводится в две ступени с применением деэмульгатора. Соленая вода из электродегидраторов второй ступени вторично используется для промывки нефти на первой ступени. Кроме того, в качестве промывочной воды на второй ступени используют водные конденсаты, образующиеся от применения пара в процессе атмосферно-вакуумной перегонки. Это сократило количество загрязненных стоков, сбрасываемых с установки.

Обессоленная нефть насосом прокачивается через группу регенеративных теплообменников 2 и после нагрева двенадцатью параллельными потоками в трубчатой печи 4 поступает на перегонку в атмосферную колонну 5. Расчетная температура питания колонны 362 °С обеспечивает массовую долю отгона нефти на уровне суммарного отбора дистиллятных фракций -- 54,3%. Отводимые с верха колонны пары бензина конденсируются в две ступени. На первой обеспечивается более низкое содержание газообразных углеводородов в составе орошения, чем в дистилляте. Несконденсированная газовая и жидкая фазы бензина совместно дополнительно охлаждаются и поступают в сырьевую емкость 9 дебутанизатора 10. В случае переработки нефти с повышенным содержанием газа (С₂--С₄) -- 2%, против 1,1% в проектном сырье -- часть стабильного бензина подается в качестве абсорбента в поток бензина после сепаратора 8. При этом для полного растворения газа расход абсорбента составляет 14% на загрузку дебутанизатора. Из атмосферной колонны 5 через отпарные колонны 6 одновременно отбирают три боковых погона: фракцию 140--250 ^?С и два компонента дизельного топлива -- фракцию 250--320 ^?С и фракцию 320--380 °С. Соотношение компонентов дизельного топлива подобрано так, чтобы балансовая смесь фракции 250-- 320 ?С с фракцией 320--380 ^?С, прошедшей гидроочистку, при перегонке по методу ASTM D86 выкипала до 360 ?С на >_; 90% (по объему) и содержала до 1% серы (требования стандарта). Остатком атмосферной колонны является мазут. В низ атмосферной колонны и отпарных колонн 6 подается перегретый водяной пар.

1 -- насос; 2 -- теплообменник, кипятильник; 3 -- электродегидратор; 4 - трубчатая печь; 5 -- атмосферная колонна; 6 -- отпарная колонна; 7 -- конденсатор-холодильник; 8 -- газосепаратор; 9 -- емкость; 10 -- дебутанизатор бензина; 11 -- колонка вторичной перегонки бензина; 12 -- вакуумная колонна; 13 -- пароэжекторный вакуумный насос; 14 -- отстойник; I -- нефть; II -- бензин: III-- стабильный бензин; IV -- сухой газ; V -- сжиженная фракция C2 - C4; VI -- фракция С5 -- 90? С; VII - фракция 90 -- 140? С; VIII - фракция 140 - 250° С; IX -- фракция 250 - 320° С; X -- фракция 320 - 380? С; XI - водяной пар; XII - мазут; XIII -- легкий вакуумный газойль; XIV -- фракция, 380 - 530° С; XV -- затемненная фракция; XVI -- гудрон; XVII -- газы разложения; XVIII -- нефтепродукт; XIX -- водный конденсат.

Рисунок 10 - Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ двукратного испарения нефти

Отбор суммы светлых равен 95% от содержания в нефти фракций до 380 °С. Физическая стабилизация бензина проводится в дебутанизаторе 10. Отбор сжиженного газа составляет 94,5% от потенциала. Стабильный бензин содержит 0,5% бутана и 0,0005% сероводорода. Он выдерживает испытание на медной пластинке, не требуя защелачивания.

Вторичной перегонке в колонне 11 подвергается примерно 62% стабильного бензина, что связано с ограниченной потребностью во фракции 90--140 °С, получаемой с низа этой колонны, с верха колонны 11 отбирают фракцию С₅--90°С.

Мазут после нагрева в печи 4 поступает на перегонку в вакуумную колонну 12. Верхним боковым погоном из вакуумной колонны отводится легкий вакуумный газойль, средним -- фракция 380--530 °С и нижним -- затемненная фракция. Остатком колонны является гудрон. В змеевик вакуумной печи и в низ колонны подается водяной пар. Через верх вакуумной колонны 12 отводятся несконденсированиый газ, водяные пары и пары нефтяных фракций. После конденсации и охлаждения в газосепараторе 8 конденсат отделяется от газа и несконденсированных водяных паров. Смесь последних отсасывается трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом 13. Газы разложения поступают на сжигание (утилизацию) в вакуумную печь 4. Смесь водного конденсата и нефтяных фракций из вакуумсоздающей системы поступает на разделение в отстойник 14. Ловушечный нефтепродукт откачивается в легкий вакуумный газойль, конденсат -- на ЭЛОУ.

В вакуумной колонне перегоняется 2,3 млн. т мазута в год (74% от получаемого в атмосферной колонне). При этом обеспечивается выработка 1 млн. т фракции 380--530 °С, требующейся для полной загрузки имеющейся установки каталитического крекинга.

В СССР, а на данный момент и в России, наибольшее распространение получили комбинированные установки первичной перегонки трехкратного испарения нефти.

Технологическая схема (рис. 11) следующая. Сырая нефть тремя параллельными потоками нагревается в теплообменниках 1 и далее пятью параллельными потоками последовательно проходит электродегидраторы 2 первой и второй ступени обессоливания. На прием сырьевого насоса в нефть вводят деэмульгатор и содо-щелочной раствор. На входе в электродегидраторы нефть смешивают с водой (используют также технологические водяные конденсаторы от атмосферно-вакуумной перегонки нефти). Обессоленная и обезвоженная нефть дополнительно нагревается в теплообменниках 1 и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания 3. Уходящие сверху этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в аппаратах воздушного и водяного охлаждения 4 и направляют в емкость 5. Часть конденсата возвращается наверх колонны в качестве острого орошения. Газ и бензин раздельно перетекают в сырьевую емкость 5 дебутанизатора. Отбензиненная нефть с низа колонны 3 нагревается в змеевиках печи 6. Нагретая отбензиненная нефть после печи делится на два потока: первый поступает в низ колонны 3 в качестве горячей струи, второй -- в качестве сырья в атмосферную колонну 7. Смесь паров тяжелого бензина и водяных из атмосферной колонны конденсируется и охлаждается, последовательно пройдя аппараты воздушного и водяного охлаждения. Конденсат собирается в емкости 5, из которой часть тяжелого бензина возвращается наверх атмосферной колонны в качестве холодного орошения. Балансовый избыток его откачивается в сырьевую емкость 5 дебутанизатора 14, где он смешивается с углеводородным газом и легким бензином. В смеси бензинов газ полностью растворяется. С тарелок Т-8, Т-16--18 и Т-28--30 атмосферной колонны отбирают три боковых погона: фракции 180--220, 220--280. 230--350 ?С. Каждая фракция поступает в свою отпарную колонну 8. В нижнюю часть отпарных колони 8 и атмосферной 7 подают перегретый водяной пар для отпарки легкокипящих фракций.

1 -- теплообменник; 2 -- электродегидратор; 3 -- колонка частичного отбензинивания нефти; 4 -- конденсатор-холодильник; 5 -- емкость; 6, 9, 15 -- трубчатые печи; 7 -- атмосферная колонна; 8 -- отпарная колонна; 10 -- вакуумная колонна: 11 -- трехступенчатый пароэжекторный вакуумный насос; 12 -- газосепаратор; 13 -- отстойник; 14 -- дебутанизатор бензина; 16 -- 19 -- колонны вторичной перегонки бензина; 20 -- кипятильник;

I -- нефть; II -- Деэмульгатор; III -- содо-щелочной раствор; IV -- оборотная вода;

V -- соленая вода; VI -- легкий бензин и газ; VII -- отбензиненная нефть; VIII -- тяжелый бензин; IX -- фракция 180-- 220 ?С; X -- фракция 220 -- 280 ?С; XI -- фракция 280 --350 °С; XII -- водяной пар; XIII - мазут; XIV -- газы разложения; XV -- нефтепродукт; XVI -- водный конденсат:; XVII -- легкий вакуумный газойль; XVIII -- широкая масляная фракция; XIX -- затемненная фракция; XX -- гудрон; XXI -- нестабильный бензин; XXII - сжиженная фракция С₂ --С₄; XXIII -- углеводородный газ; XXIV - фракция С₅ - 62 °С; XXV - фракция 62-105°C; XXVI -- фракция 62 -- 85 °С; XXVII -- фракция 85--105 °С; XXVIII -- фракция 105--140°С; XXIX -- фракция 140-180 °С.