Технологии переработки нефти
Задачи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Особенности развития нефтеперерабатывающей промышленности в мире. Химическая природа, состав и физические свойства нефти и газоконденсата. Промышленные установки первичной переработки нефти.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курс лекций |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 31.10.2012 |
| Размер файла | 750,4 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Тракторные карбюраторные топлива - лигроины и керосины - характеризуются теми же константами, что и автомобильные бензины, т.е. октановым числом, фракционным составом, содержанием фактических смол и т.д.
Реактивные топлива. Для обеспечения надежной и безотказной работы двигателей реактивные топлива должны удовлетворять следующим требованиям: свободно прокачиваться по системе питания при высоких и низких температурах; полностью испаряться и воспламеняться в широких пределах состава топливной смеси; устойчиво, полно и с высокой скоростью сгорать без образования нагаров; иметь высокую теплоту сгорания; не корродировать детали топливной системы. Помимо этого реактивные топлива должны обладать высокой термоокислительной стабильностью, температура начала их кипения должна быть выше температуры возможного нагрева топлива в полете. Перечисленным выше требованиям удовлетворяют авиакеросины - нефтяные фракции прямой перегонки. Фракционный состав авиакеросинов зависит от химического состава исходной нефти. Авиационные керосины должны иметь конец кипения не выше 2500С. Снижение конца кипения приводит к уменьшению выхода фракции авиакеросина, а, следовательно, снижает его ресурсы. Повысить ресурсы можно либо путем расширения фракционного состава, т.е. включению в авиакеросин бензиновой фракции, либо за счет использования аналогичных фракций, получаемых при вторичных процессах переработки нефтей.
Дизельные топлива. В производстве дизельных топлив для быстроходных двигателей используются средние (200-3500С) фракции нефтей; для стационарных судовых (тихоходных) двигателей - тяжелые соляровые дистилляты, мазуты и отбензиненные нефти. Полнота сгорания и экономичность использования дизтоплива определяются числом оборотов двигателя. Для быстроходных дизелей требуются топлива, состоящие из низкомолекулярных, преимущественно парафиновых углеводородов. Таким топливом являются керосиновые фракции парафинистых нефтей. Тихоходные стационарные дизели могут работать на высококипящих тяжелых фракциях нефтей.
Газотурбинные топлива. Наиболее экономичны и доступны среди различных видов газотурбинных топлив в настоящее время мазуты и газойлевые фракции вторичных процессов переработки нефти. Одним из важнейших требований к ГТТ считается отсутствие коррозионной агрессивности их по отношению к металлам газовых турбин. Наиболее коррозионно-агрессивными элементами являются ванадий, натрий и сера. Для снижения коррозии в топливо добавляют магниевые и цинковые присадки.
Котельные топлива. Жидкие котельные топлива применяются для отопления паровых котлов тепловых электростанций, судовых установок, паровозов и промышленных печей. В качестве котельного топлива используют в основном крекинг-остатки и в меньшей мере мазуты прямой перегонки нефти и тяжелые высокосмолистые нефти. По назначению котельные топлива делятся на мазуты флотские, топочные и топливо для промышленных печей.
Осветительные керосины: От керосина, сжигаемого в лампах для освещения и в керосинках, требуется, чтобы он легко поднимался по фитилю, давал яркое пламя и сгорал без копоти и нагара. Осветительную и нагарообразующую способности керосина в лаборатории оценивают при помощи стандартной фитильной лампы по максимальной высоте (в мм) некоптящего пламени. По стандарту высота некоптящего пламени должна быть не менее 20 мм. Ароматические углеводороды, сернистые и азотистые соединения снижают качество осветительного керосина, а парафиновые углеводороды, наоборот повышают его.
Растворители и высокооктановые добавки. К растворителям, вырабатываемым нефтяной промышленностью, относятся бензины: БР-1, растворитель для лакокрасочной промышленности (уайт-спирит) и экстракционный, а также петролейный эфир и бензол. Бензин БР-1 применяется в резиновой промышленности в качестве растворителя каучука для приготовления резинового клея. Он отличается узким фракционным составом и ограниченным содержанием ароматических углеводородов. Уайт-спирит служит растворителем в лакокрасочном производстве, частично заменяя скипидар. Экстракционный бензин применяется для извлечения масла из семян и в других процессах экстракции.
Высокооктановые компоненты авиационных топлив, вырабатываемые нефтяной промышленностью, включают в основном продукты алкилирования изобутана бутиленами и бензола пропиленом. Наряду с этим в качестве компонентов бензина, повышающих его октановое число, применяют смесь бензола, толуола и ксилола (пиробензол), изопентан, технический изооктан.
Нефтяные масла. По химическому составу нефтяные масла представляют собой смеси высокомолекулярных парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов с некоторой примесью смолистых и асфальтообразных веществ. Масла получают различными способами из высококипящих фракций нефти. По способу выделения из нефтей различают дистиллятные, остаточные и смешанные нефтяные масла. По методу обработки сырья масла делятся на выщелоченные, кислотно-щелочной очистки, кислотно-контактной очистки, селективной очистки, адсорбционной очистки и гидроочистки. Выбор метода очистки сырья определяется его химическим составом, требованиями к качеству масла и экономической целесообразностью. По областям применения масла подразделяются на смазочные: моторные (для двигателей внутреннего сгорания); индустриальные (для промышленного оборудования); цилиндровые; масла специального назначения - турбинные, компрессорные, трансмиссионные, электроизоляционные, гидравлические, "белые" и т.д. К моторным маслам относятся авиационные, автомобильные и дизельные. Авиационные масла получают из дистиллятов и остатков от перегонки отборных масляных нефтей путем селективной очистки и депарафинизации, реже кислотно-контактной очистки. В поршневых и реактивных двигателях авиационные масла работают в условиях высоких температур и нагрузок. Предусматривается производство зимних и летних масел, отличающихся уровнем вязкости и температурой застывания. Автомобильные масла применяются для смазки карбюраторных двигателей автомобилей, тракторов и мотоциклов. Эти масла получают из дистиллятов и смесей дистиллятов с остаточными компонентами путем кислотной и селективной очистки. По условиям эксплуатации предусмотрены зимние и летние масла. Дизельные масла предназначены для смазки быстроходных и тихоходных дизелей. Индустриальные масла: легкие индустриальные масла применяются для смазки машин и механизмов, работающих с малой нагрузкой и большим числом оборотов. Основными параметрами, характеризующими эту группу масел, являются вязкость, температура застывания (от +5 до - 250С), отсутствие кислот и щелочей. Исходным сырьем для производства легких индустриальных масел служат соляровые дистилляты беспарафиновых нефтей. К средним индустриальным маслам относятся веретенные и машинные масла вязкостью при 500С от 10 до 58 сСт и температурой застывания от - 30 до - 100С. Они предназначены для металлообрабатывающих станков, вентиляторов и т.д. Тяжелые индустриальные масла служат для смазки прокатного, кранового, кузнечно-прессового оборудования и т.д. Цилиндровые масла применяют для смазки цилиндров поршневых паровых машин, работающих на насыщенном или перегретом водяном паре. Турбинные масла предназначаются для смазки и охлаждения подшипников паровых и водяных турбин и генераторов электрического тока. Сырьем для получения их служат дистилляты нефтей, очищенные кислотно-контактным способом. Компрессорные масла служат для смазки цилиндров и клапанов, для уплотнения штока поршневых и ротационных компрессоров, воздуходувок, холодных машин. Эти масла должны быть стойкими против окисления и иметь низкую температуру застывания.
Вазелины представляют собой мазеобразные вещества с температурой плавления 37-520С. Различают естественные, искусственные, медицинские и технические вазелины. Естественные вазелины получаются из концентратов парафинистых мазутов очисткой их серной кислотой и отбеливающими глинами. Искусственные вазелины представляют собой композиции из минерального масла и парафина. Медицинский вазелин получают смешением белого церезина и парафина с парфюмерным маслом; а технический - парафина или петролатума с машинным (легким индустриальным) маслом.
Нефтяные битумы - это высокосмолистые или твердые нефтепродукты, получаемые из тяжелых остатков от перегонки нефти. По способу производства различают нефтяные битумы двух типов: остаточные и окисленные. Остаточные нефтяные битумы получаются как остатки при глубоковакуумной перегонке смолистых нефтей. Окисленные нефтяные битумы вырабатываются окислением остатков от вакуумной перегонки мазутов путем продувки их воздухом при высоких температурах. Нефтяные битумы применяются в различных отраслях промышленности: в производстве кровельных материалов на бумажной основе, при закреплении берегов водоемов и сыпучих дюн, в судостроении и т.д. Однако основное количество нефтяных битумов потребляется для строительства и ремонта дорог. Здесь их применяют в трех видах: твердом, разжиженном и в виде битумных эмульсий. В зависимости от характера растворителя различают соответственно быстро, средне и медленно затвердевающие битумы. Важнейшее назначение битума в дорожных покрытиях - быть прочным вяжущим материалом, цементирующим гранулы каменного наполнителя сообщать дорожному покрытию прочность и стабильность.
Прочие нефтепродукты: органические (нефтяные) кислоты и их соли. Выпариванием воды из щелочных отходов очистки керосиновых, соляровых и других маловязких дистиллятов нефтей и высоливанием раствором NaCl получают натриевые соли нафтеновых кислот - мылонафт. Он применяется в кожевенной промышленности, для дезинфекции, в качестве эмульгатора в процессах приготовления разного рода эмульсий в текстильной промышленности при окрашивании. Нефтяной кокс получают при коксовании нефтяного сырья в коксовых кубах, не обогреваемых камерах и в аппаратах с движущимся теплоносителем. Исходным сырьем для этого процесса является нефтяные остатки: гудрон, мазут, крекинг-остаток. В меньшем количестве используются тяжелых ароматизированные дистилляты пиролиза, каталитического крекинга. Важнейшими показателями качества кокса являются содержание серы и зольность, которые зависят от состава перерабатываемой нефти (остатка). Нефтяной кокс - ценный углеродистый материал, используемый для изготовления электродной продукции, применяемой для выплавки алюминия и высококачественных сталей, используется как конструкционный материал для изготовления химической аппаратуры и оборудования, в том числе для футеровки атомных реакторов, также используется в качестве топлива.
Сажа представляет собой твердый тонкодисперсный углеродистый продукт неполного сгорания или термического распада углеводородов. Источником золы в составе сажи является вода, используемая для охлаждения горючих частиц сажи при ее производстве и грануляции. Сажу характеризуют средним диаметром частиц, удельной поверхностью, количеством адсорбируемого масла, содержанием летучих веществ и т.д. Основным сырьем для производства сажи являются жидкие нефтепродукты, а также природные и попутные газы и газы нефтепереработки. Сажа применяется также для изготовления типографских красок, копировальной бумаги, карандашей, изоляционных материалов.
Пластичные (консистентные) смазки представляют собой пластические коллоидные системы. Это особый класс смазочных материалов, приготавливаемых путем введения в смазочные масла специальных, твердых загустителей, ограничивающих их текучесть. Большинство этих смазок в широком интервале температур ведет себя как твердые упругие тела. В качестве основы при производстве консистентных смазок применяют нефтяные и синтетические масла. Основная масса консистентных смазок получается на кальциевых, натриевых, алюминиевых и литиевых мылах. Консистентные смазки разделяются на два основных типа - антифрикционные и предохранительные. Первые применяются как смазочные материалы, вторые - как средства, предохраняющие поверхности металлоизделий от коррозии. Из антифрикционных смазок наиболее широко применяются солидолы различных марок; из предохранительных - технические вазелины, представляющие собой загущенные петролатумом минеральные масла средней вязкости.
Лекция №5. Приготовление товарных топлив
Товарные бензины получают смешением (компаундированием) бензиновых фракций, получаемых различными процессам переработки нефти. Смешение компонентов позволяет получить товарный продукт необходимого качества, рационально использовать свойства каждого компонента и ресурсы бензиновых фракций.
Количество и качество компонентов, применяемых для приготовления товарных автомобильных бензинов, существенно различаются. Даже бензины одной марки, выработанные одним заводом в разное время, могут отличаться по компонентному составу в связи с проведением планово-предупредительных ремонтов отдельных установок, изменением программы завода по выпуску продуктов и т.д.
В настоящее время на НПЗ производят автомобильные бензины марок а-66, а-72, а-76, аи-93 и АИ-98. Кроме того, по специальным техническим условиям в небольшом количестве производят бензин "экстра", который иногда обозначают как АИ-95. Такое обилие марок товарных бензинов связано с разнообразием требований двигателей автомобилей, находящихся в эксплуатации. Тогда как в большинстве стран мира выпускают две марки автомобильного бензина: регулятор и премия. Еще одна марка выпускается в небольшом количестве - бензин "супер" для специальных автомобилей.
Современные бензины готовят компаундированием компонентов, полученных путем прямой перегонки, термического крекинга, каталитического крекинга и риформинга, коксования, гидрокрекинга, алкилирования, полимеризации, изомеризации и др. процессов переработки нефти и газа. Чаще всего соотношение компонентов в товарных бензинах определяется их детонационной стойкостью, иногда - требованиями к фракционному составу, содержанию серы, химической стабильности и т.д.
В бензинах прямой перегонки нефти, как правило, содержится много слаборазветвленных парафиновых углеводородов с низкой детонационной стойкостью, т.е. с небольшим октановым числом. Лишь из некоторых "отборных" нефтей можно получить бензин прямой перегонки с октановым числом около 70. Однако ресурсы таких нефтей весьма ограничены, а их независимая от других нефтей переработка на заводах сопряжена со значительными трудностями. С понижением температуры конца кипения бензинов прямой перегонки их детонационная стойкость повышается.
В бензинах термического крекинга велико содержание непредельных углеводородов, детонационная стойкость которых выше, чем у нормальных парафинов, поэтому октановое число бензинов термического крекинга обычно больше, чем у бензинов прямой перегонки из тех же нефтей. А бензины каталитического крекинга имеют более высокую детонационную стойкость, чем бензины термического крекинга, благодаря увеличенному содержанию в них ароматических и парафиновых углеводородов изостроения. Бензины каталитического риформинга имеют высокое октановое число из-за большого содержания ароматических углеводородов (70%). В качестве компонента товарных бензинов используют как бензины риформинга целиком, так и их отдельные фракции, остающиеся после извлечения из платформата индивидуальных ароматических углеводородов.
Детонационная стойкость смеси различных компонентов бензинов не всегда подчиняется закону аддитивности. Эту особенность следует учитывать, особенно при смешении базовых бензинов с ароматическим углеводородами. В настоящее время при получении товарных бензинов различных марок на НПЗ наиболее часто применяют следующие рецептуры: Бензин А-66 готовят компаундированием в основном двух компонентов - бензинов прямой перегонки и термического крекинга. На некоторых заводах в небольшом количестве добавляют компоненты, полученные каталитическими процессами. Бензин А-72 готовят с вовлечением большого количества компонентов каталитических процессов в основном каталитического крекинга и риформинга обычного режима. Бензин А-76 является, по существу, бензином А-72 с добавлением этиловой жидкости. При получении бензина А-76 в неэтилированном виде состав его изменяют: несколько увеличивают долю компонентов каталитических процессов, иногда используют бензин платформинга жесткого режима, либо его фракции. Бензин АИ-93 получают на базе бензина платформинга жесткого режима. Для обеспечения требований по фракционному составу в него добавляют небольшое количество узких фракций бензинов прямой перегонки, продуктов алкилирования и изомеризации. Бензин АИ-98 можно производить, добавляя этиловую жидкость в неэтилированный бензин АИ-93. В неэтилированном виде бензин АИ-98 получать очень трудно, так как требуется большое количество алкилата, изомеризата и других высокооктановых компонентов.
По фракционному составу и давлению насыщенных паров все автомобильные бензины делят на летние и зимние. Зимние бензины рассчитаны на всесоюзное применение в северных и северо-восточных районах страны. Они позволяют осуществить пуск холодного двигателя без предварительного разогрева до температуры воздуха - 300 С и избежать образования паровых пробок в системе питания до температуры воздуха +300 С. Летние бензины рассчитаны на всесоюзное применение в южных районах страны. При использовании летнего бензина паровые пробки могут возникать при температуре воздуха выше 45-500 С, а пуск холодного двигателя возможен до температуры воздуха - 100 С.
Для приготовления зимних сортов бензина на НПЗ используют специальные легкокипящие компоненты - бутан-бутиленовую фракцию, газовый бензин, технический изопентан и т.д.
Для улучшения пусковых свойств бензинов весьма эффективна смесь бутанов, однако при этом резко увеличивается склонность бензина к образованию паровых пробок. Поэтому общее содержание бутанов в товарных бензинах не должно превышать 10%. Вводить в зимние сорта товарных бензинов газовый бензин с точки зрения пусковых свойств более эффективно, чем технический изопентан, однако последний целесообразно использовать в качестве низкокипящего компонента для повышения октанового числа товарного бензина.
Авиационные бензины производят в начальных количествах, так как поршневые двигатели используют в настоящее время в авиации очень ограниченно. Авиабензины выпускаются 4 марок: Б-100/130 (где 100 - октановое число по моторному методу, 130 - сортность на богатой смеси); Б-95/130, Б-91/115, Б-70. Бензин - 70 готовят прямой перегонкой некоторых индивидуальных нефтей, а также на базе бензинов платформинга после извлечения из них некоторых ароматических углеводородов. Все остальные авиационные бензины готовят на базе бензинов каталитического крекинга и риформинга. Содержание ТЭС в авиабензинах намного больше, чем в автомобильных. Давление насыщенных паров авиабензинов должно быть не менее 30 кПа, чтобы не образовались паровые пробки при пониженном давлении на высоте.
Топлива для реактивных двигателей принято делить на топлива для двигателей дозвуковой авиации. Такое деление связано с тем, что температурные условия использования топлив в этих двигателях существенно различаются. В сверхзвуковых самолетах топливо нагревается за счет аэродинамического нагрева всей конструкции самолета. При скорости полета, более чем в 2 раза превышающей скорость звука, топливо может нагреваться до 1800С. В настоящее время вырабатывают три марки реактивных топлив для двигателей дозвуковой авиации (Т-1, ТС-1, РТ) и две марки топлив для сверхзвуковой авиации (Т-8, Т-6). Топливо Т-1 - керосиновая фракция 150-3800 С прямой перегонки малосернистых нефтей. Из таких нефтей удается получить топливо с температурой начала кристаллизации ниже - 600 С при высокой температуре кипения (2800 С). Топливо ТС-1 получают прямой перегонкой сернистых нефтей. Оно отличается от топлива Т-1 - более легким фракционным составом. Топлива Т-1 и ТС-1 являются наиболее массовыми, в условиях эксплуатации они взаимозаменяемы. Однако по ряду показателей они не полностью удовлетворяют требования авиационных двигателей. Поэтому разработано новое единое топливо для реактивных двигателей самолетов с дозвуковой скоростью полета - топливо РТ. Топливо РТ можно получать прямой перегонкой любых нефтей с применением процесса гидроочистки. Топливо отличается высокой термической стабильностью, малым содержанием серы, содержит присадки для улучшения эксплуатационных свойств. Топливо Т-8 представляет собой керосиновую фракцию прямой перегонки из сернистых нефтей после гидроочистки, разработано специально для сверхзвукового самолета ТУ-144, отличается от РТ более высокой температурой начала перегонки, высокой термической стабильностью. Топливо Т-6 представляет собой газойлевую фракцию продуктов прямой перегонки или вторичных процессов, очень ценную и стабилизированную путем глубокого гидрирования.
Современное топливо для реактивных двигателей из сернистых нефтей должно представлять собой гидроочищенный дистиллят с низкой температурой начала кристаллизации, содержащий противоизносную, антиокислительную, защитную присадки. В такое топливо непосредственно в аэродромных условиях вводят еще присадку, предотвращающую образование льда при охлаждении.
Топлива для дизельных двигателей: все дизельные двигатели по требованиям к качеству топлив делят на быстроходные и тихоходные. Для быстроходных дизелей используют топлива более легкие, для тихоходных - более тяжелые. Топлива для быстроходных дизелей производят в наибольших количествах. В качестве топлив для этих дизелей (ДЗ, ДЛ, ДС) применяют фракции 180-3600 С прямой перегонки. В топлива З и Л разрешено добавлять не более 20% газойля каталитического крекинга.
Цетановое число дизельных топлив зависит от их углеводородного состава: чем больше в топливе парафиновых углеводородов, тем выше его цетановое число; чем больше ароматических углеводородов, тем оно ниже. Цетановое число зависит также от фракционного состава топлива. Как правило, при облечении фракционного состава цетановое число понижается и наоборот. Наиболее эффективным средством повышения цетанового числа дизельных топлив является добавление присадок (до 1% изопропилнитрита). Одним из основных показателей качества дизельных топлив является общее содержание серы. В соответствии с требованиями содержание серы в товарных топливах должно быть не более 0,2-0,5%.
Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает два сорта (ДТ и ДМ) тяжелых высоковязких топлив для среднеоборотных и малооборотных дизелей. Эти топлива отличаются по вязкости, коксуемости и температуре застывания. Топливо ДТ предназначено для дизелей, не оборудованных системой подготовки топлива. Топливо ДМ можно использовать только в двигателях, имеющих систему подготовки топлива. Топлива ДТ и ДМ готовят на базе остаточных продуктов - мазутов, крекинг-мазутов, полугудронов и гудронов. В необходимых случаях для снижения вязкости в товарные топлива добавляют более легкие продукты: соляровый дистиллят прямой перегонки, каталитический газойль, продукты замедленного коксования, термического крекинга и т.д.
Топлива для газотурбинных двигателей: Газотурбинные двигатели имеют ряд преимуществ перед двигателями других типов, поэтому быстро распространяются в качестве силовых агрегатов во многих видах техники. Главным достоинством этих двигателей является возможность получения большой мощности в одном агрегате, т.к. эти двигатели имеют малые габариты и малый вес на единицу мощности. Газотурбинный двигатель может работать на топливе любого вида - газообразном, жидком, твердом и пылевидном. Однако транспортные газотурбинные двигатели рассчитывают на использование жидких топлив. Наиболее совершенные газотурбинные двигатели с высокими параметрами (мощностью, температурой газов и т.д.) устанавливают на самолетах, и в качестве топлив для них используют керосиновые фракции прямой перегонки нефтей. На многих кораблях, некоторых перекачивающих станциях, небольших электростанциях используют газотурбинные установки, рассчитанные на топлива для быстроходных двигателей. Однако возможность и целесообразность использования газовой турбины во многих случаях оценивается доступностью и стоимостью применяемого топлива. В качестве топлив для ГТУ предложено использовать дистилляты вторичного происхождения - замедленного коксования и термического крекинга. Недостатком таких топлив является повышенное содержание по сравнению с дизельным топливом ароматических и непредельных углеводородов и смол. В условиях хранения и особенно при нагреве они окисляются с образованием высокосмолистых отложений. Производство дешевых топлив для газотурбинных установок является актуальной проблемой нефтепереработки. Топлива для котельных установок: Во многих областях техники в качестве силовых агрегатов используют паротурбинные установки. В качестве топлива для судовых и стационарных котельных установок используют жидкие остаточные продукты различных процессов переработки нефти. Жидкое котельное топливо имеет ряд преимуществ перед твердыми топливами: большая теплота сгорания, высокая скорость и большая полнота сгорания, небольшое содержание балласта (воды и золы), удобства транспортирования и хранения. Жидкие тяжелые нефтяные топлива (мазуты) выпускают шести марок: мазуты флотские Ф5 и Ф12, мазуты топочные 40, 100, 200 и топливо МП для мартеновских печей. Флотские мазуты Ф5 и Ф12 предназначены для котельных установок кораблей морского флота. Мазут Ф5 получают из продуктов прямой перегонки сернистых нефтей (60-70% мазута и 30-40% газойлевых фракций). Допускается содержание в нем до 22% керосиногазойлевых фракций термического и каталитического крекинга. Мазут Ф12 представляет собой смесь продуктов переработки малосернистых нефтей (60-70% мазута прямой перегонки, около 10% газойлевых фракций и 20-30% крекинга-остатка). Топочный мазут 40 применяют для паротурбинных установок кораблей; мазуты 100 и 200 - в стационарных котельных установках и промышленных печах. Топочные мазуты представляют собой тяжелые крекинг остатки, а также смеси их с мазутами прямой перегонки. При получении мазута марки 200 иногда используют гудрон. Топочные мазуты по сравнению с флотскими имеют большие вязкость и зольность, содержат больше серы, смолистых веществ и воды.
Лекция №6. Обезвоживание и обессоливание нефтей
Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.
Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывая эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.
Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% с образованием НСl. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Содержание солей в нефти, поставляемой на НПЗ, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку - не более 5 мг/л. От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.
Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость, которая образует взвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли - дисперсионной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистые соединения, отличаются большей склонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водой при добыче.
Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором - капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде. Образованию стойкой эмульсий предшествует понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют в системе третьи вещества - эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуют образованию эмульсий типа нефть в воде, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) - вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным эмульгаторам относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.д., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии противоположного типа, облегчает ее расслоение. Гидрофильная эмульсия легко разрушается в воде, гидрофобная - в бензине или в бензоле.
Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных эмульсий, являются физико-химические свойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и время существования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсий, труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.
Существуют три разновидности методов разрушения нефтяных эмульсии: механические, химические и электрические. Каждый из методов основан на слиянии и укрупнении капель воды, что способствует более интенсивному ее отстаиванию. Выбор одного из методов определяется главным образом типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.
К механическим способам разрушения эмульсий относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию. При обезвоживании нефтей на промыслах для каждой эксплуатационной скважины или для группы их устанавливают аппарат для отстаивания воды от нефти - дегидратор - подогреватель в виде вертикальной емкости диаметром 1,5-2,0 м и высотой 4-5 м. В нижней части дегидратора вмонтирована газовая горелка, связанная с автоматическим регулятором температуры. Нефть обычно подогревают до 600С. На нефтеперегонных установках нефть дополнительно подогревают для отделения воды до 120-1600С и отстаивание ведут под давлением 8-15 атм, не допуская испарения воды. Продолжительность процесса 2-3ч.
Центрифугирование: При этом вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы. Центробежная сила, а следовательно, и скорость отделения капель воды изменяются пропорционально радиусу вращения и квадрату числа оборотов ротора. В промышленности применяются центрифуги и сепараторы с числом оборотов от 3500 до 50000 в минуту. Чем больше число оборотов, тем больше разделительная способность центрифуги, но меньше ее производительность. Малая пропускная способность центрифуг, а также высокие эксплуатационные затраты - основные причины ограниченного их применения для деэмульгирования нефтей.
Фильтрование основано на избирательном смачивании веществ различными жидкостями. Для обезвоживания нефтей фильтрованием может использоваться стекловата и стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины. Мелкие частицы воды, прилипая к острым кромкам стружки или волокон стекловаты, соединяются в крупные капли, легко стекающие вниз. Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей поверхности механическими примесями и необходимость ее частой смены.
Химические методы: Разрушение нефтяных эмульсий в этом случае достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных эмульсий может быть результатом: а) адсорбционного вытеснения действующего эмульгатора веществом с большой поверхностной активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки; б) образования эмульсии противоположного типа (инверсия фаз); в) растворения (разрушения) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. При выборе деэмульгатора необходимо учитывать тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, температуру, стоимость препарата и т.д. Реагент, подобранный для данной эмульсий, эффективен только для нее и без предварительного исследования не может быть рекомендован для других эмульсий. Деэмульгаторы вводят в отстойные резервуары, в трубопровод, связывающий сборный резервуар с обезвоживающей установкой, и непосредственно в нефтяные скважины. В последнем случае уменьшается возможность старения эмульсии.
Разрушение эмульсий химическими методами применяется в широких масштабах. Эти методы отличаются гибкостью и простотой. Лучшими деэмульгаторами считаются такие, которые эффективно разрушают эмульсию, расходуются в малых дозах, недефицитны, не корродируют аппаратуру, не изменяют свойств нефти, безвредны или легко извлекаются из сточных вод. Для ускорения химического деэмульгирования нефть предварительно подогревают.
По характеру действия на нефтяные эмульсии деэмульгаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. К электролитам относятся некоторые минеральные и органические кислоты (соляная, серная, уксусная), щелочи (едкий натр, известь) и соли (поваренная соль, хлористый кальций, железный купорос, хлорное железо, нафтенат алюминия и т.д.).
Неэлектролиты, применяемые в качестве деэмульгаторов - это органические соединения, способные растворять защитную пленку эмульгатора, понижать вязкость нефти и тем самым способствовать осаждению частиц воды. К ним относятся бензол, сероуглерод, ацетон, спирты, фенол, эфиры, бензин и т.д. Неэлектролиты в промышленных условиях не применяются из-за их высокой стоимости. В группу деэмульгаторов - коллоидов входят поверхностно-активные вещества, способные преобразовывать исходную эмульсию в эмульсию противоположного типа, ослаблять и разрушать пленку эмульгатора. К таким веществам относятся ПАВ трех групп: анионактивные, катионактивные и неиогенные.
Электрические способы разрушения нефтяных эмульсий. Использование электрического поля для обезвоживания нефтей широко применяется на промыслах и НПЗ. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Под действием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Обезвоженная нефть поднимается и выводится сверху электродегидратора. Эмульгированная нефть после подогрева контактируется со свежей водой. К этой смеси добавляют деэмульгатор, после чего она поступает в два параллельно работающих электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия разрушается, вода выводится снизу в канализацию, а нефть сверху в отстойник. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается в промысловые нефтехранилища и далее в нефтепровод. При переработке нестойкой эмульсии процесс обезвоживания проводится в две ступени: I-термохимическая обработка; II-электрическая. При разрушении стойких эмульсий предусматривается трехступенчатая их обработка: I-термохимическая, II и III - электрическая. При двухступенчатой работе электродегидраторов в сочетании с термохимической обработкой степень обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий достигает 98% и выше. Существуют несколько видов электродегидраторов:
1) цилиндрические электродегидраторы имеют небольшую производительность и поэтому для обессоливающей установки требуется сравнительно большое число параллельно включенных аппаратов, что усложняет их обслуживание. Более высокую производительность имеют сферические (шаровые) электродегидраторы. Однако шаровые электродегидраторы громоздки и требуют большого расхода металла. В настоящее время широкое распространение получили горизонтальные электродегидраторы, которые допускают ведение процесса при температуре до 160єС и давлении до 18 атм. Установка имеет пропускную способность 7 млн. т. нефти в год. Обессоливание ведется с добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников, последовательно работающие электродегидраторы. Одновременно в нефть подается горячая вода и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32-33 кВт при температуре 120-130єС и под давлением 8-10 атм. Обработанная нефть содержит 5-10 мг/л солей, что позволяет нефтеперегонной установке работать без остановки на ремонт не менее двух лет. Аппарат имеет диаметр 3,6 м, длину около 18 м. Электродегидраторы, предназначенные для высоких давлений и температур, аналогичны по конструкции, но оборудованы проходными и подвесными изоляторами для этих рабочих условий. В таком аппарате эмульсия обрабатывается последовательно в трех зонах. В первой зоне между нижним маточником и уровнем воды, происходит промывка эмульсии слоем воды, содержащей деэмульгатор, в результате чего отделяются наиболее крупные капли воды. Далее нефть, перемещаясь в вертикальном направлении, проходит вторую зону, расположенную между уровнем воды и плотностью нижнего электрода, подвергаясь воздействию слабого электрического поля. Затем она попадает в сильное электрическое поле третьей зоны, находящейся между двумя электродами. Различие в напряженности электрического поля позволяет в средней зоне обеспечить выделение из эмульсии более крупных частиц воды и разгрузить таким образом третью зону для выполнения наиболее сложной задачи - отделение мелких капель воды.
Сортировка и смешение нефтей. Нефти различных месторождений отличаются по своему химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, содержат в большом количестве парафиновые углеводороды, являющиеся ценным нефтехимическим сырьем. Схема переработки нефти на заводе, выбор тех или иных технологических процессов зависят от качества нефти. При переработке сернистых нефтей в состав завода включают установку по очистке продукции от серы, а при переработке парафинистых нефтей - установки депарафинизации.
Однако, раздельные сборы, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов сильно осложняют нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений на сооружение огромного резервуарного парка и сложной сети нефтепроводов, поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку. Смешивать нефти рекомендуется после проведения комплекса исследовательских работ. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешивать сернистую и малосернистую нефть, то не удастся получить малосернистый нефтяной кокс, являющийся особо ценным и дефицитным продуктом. Таким образом, по вопросу о сортировке нефтей можно сделать следующие выводы:
1) сортировке нефтей должно предшествовать глубокое и всестороннее исследование товарных свойств сырья и получаемых из него продуктов;
2) смешивать целесообразно лишь такие нефти, которые близки по физико-химическим свойствам;
3) недопустимо смешение нефтей, при котором теряются ценные свойства одного из компонентов из-за низкого качества другого компонента нефтесмеси;
4) смешение нефтей с различными свойствами допустимо лишь в тех случаях, когда оно приводит к облагораживанию смешанного сырья и производству нефтепродуктов, удовлетворяющих нормам без повышения затрат, применения дорогостоящих реагентов и сложных технологических процессов и приемов очистки.
Лекция №7. Борьба с потерями легких фракций и стабилизация нефтей
При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно теряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров: Такие потери могут достигать 5% от нефти.
Следует, что при транспортировании от нефтепромыслового трапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций, выкипающих до 100° С. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе бензином и он делается нестабильным, т.е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке. и хранении.
Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродуктов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием "большого дыхания" резервуара. Количество углеводородных газов и нефтяных паров, вытесняемых из резервуара при его заполнении, может быть определено по номограмме.
Давление насыщенных паров определяют по графику через давление насыщенных паров по Рейду. При одном и том же давлении потери от испарения тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар и чем больше парциальное давление летучих компонентов. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концентраций летучих компонентов в нефти (бензине).
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу ("выдох"). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство ("вдох").
Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резервуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по добыче нефти на промыслах; уменьшение газового пространства в резервуарах путем устройства плавающих крыш или плавающих поливиниловых покрытий; охлаждение крыш и стенок резервуаров путем орошения их водой, окрашивание наружных стен резервуаров алюминиевой краской и т.д. Сопоставляя различные мероприятия по борьбе с потерями, можно отметить следующее. Дышащие баллоны и крыши являются совершенными устройствами для сокращения потерь летучих компонентов. Однако на их сооружение расходуется много металла и они сложны в изготовлении. В связи с этим один дышащий баллон ставят на несколько резервуаров, главным образом бензиновых.
Дышащими баллонами называют резервуары емкостью до 10000 м3, днища и крыши которых выполнены из гибкой стали толщиной 2 мм. В нерабочем состоянии крыша и днище соприкасаются друг с другом. В, рабочем состоянии баллон наполняется и крыша приподнимается на высоту 2-3 м. Для уравновешивания баллона предусмотрены особые противовесы. Взамен дышащих баллонов могут быть использованы обычные газгольдеры.
Дышащие крыши допускают увеличение объема хранилища на величину до 5% от первоначальной, что достаточно для ликвидации потерь от малых дыханий при заполненном резервуаре. Изготовляются они из гибкой стали толщиной 3-5 мм. Нижнее положение крыш ограничивается опорными столбами. Разрыв крыши при чрезмерном расширении газа предотвращается специальным предохранительным клапаном, выпускающим избыточный газ в атмосферу.
Плавающие крыши почти полностью устраняют потери от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров. Плавающая крыша представляет собой полый диск из 2-3 мм листовой стали. Радиальными перегородками она разделена на ряд герметических отсеков, предупреждающих ее потопление в случае течи. Плавающие крыши тяжелее обычных и обходятся дорого. Кроме того, они требуют постоянного ухода по спуску дождевой воды, очистке от выпавшего снега и предупреждению замерзания затвора при сильных морозах. Плавающие крыши во время грозы не безопасны в пожарном отношении.
Оригинальным является применение поливинилхлоридного ковра, плавающего в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти или нефтепродукта. Ковер представляет гибкую поливинилхлоридную пленку, к которой снизу прикреплены поплавки из того же материала. Он покрывает всю свободную поверхность жидкости за исключением кольца шириной 2,5 см от стенок, в котором вмонтированы Z-образные уплотнители. Ковер собирается из частей, связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 60-90%.
Стабилизация нефтей. Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана) а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.
На рис.1.1 представлена одна из возможных схем дегазации и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины газо-нефтяная смесь вследствие перепада давлений, создаваемого редукционными клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 и 3 разделяется на жидкую (вода, нефть) и газовую фазы. Газы высокого и среднего давлений направляются в соответствующие газовые магистрали, а нефть в колонну-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет подвода тепла через кипятильник 5 из нефти выделяются в паровую фазу растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. Газо-паровая смесь выводится сверху колонны 4, конденсируется в конденсаторе-холодильнике 10, после чего конденсат поступает в газосепаратор 6, где разделяется на жидкую фазу - газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором 7 и вместе с газами высокого и среднего давлений направляется на газоперерабатывающий завод. Освобожденная от растворенных газов стабильная нефть снизу колонны 4 поступает в резервуар, а оттуда по нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.
Рисунок 1.1 Принципиальная схема установки для дегазации нефти на промыслах: 1 - вышка; 2, 3, 6 - газосепараторы; 4 - колонна стабилизатор; 5 - кипятильник; 7 - компрессор; 8, 9 - редукционные клапаны; 10 - конденсатор-холодильник. Линии: I - сырая нефть, II-IV - газ; V - газовый бензин; VI - стабильная нефть.
Схема промысловой стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов, приведена на рис.1.2 По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 до 5 am. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, пентана, гексана и высших. Первые направляются в газовую магистраль и далее на газо-фракционирующую установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8-12 am. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля насосом 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти.
Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе S, освобождаются от избыточного количества пропан-бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение. Стабилизированный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость, либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод.
Рисунок 1.2 Схема установки стабилизации нефти: 1, 11, 17, 18 - насосы; 2, 7 - теплообменники; 3 - водоотделитель; 4 - первая ректификационная колонна; 5, 15 - конденсаторы-холодильники; 6 - емкость бензина; 8 - вторая ректификационная колонна; 9 - печь; 10 - горячий насос; 12 - кипятильник с паровым пространством; 13, 14 - холодильники; 16 - емкость орошения. Линии: I - сырая нефть; II - сухой газ; III - сжиженный газ; IV - стабильная нефть; V - бензин.
Подобные документы
Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
контрольная работа [25,1 K], добавлен 02.05.2011Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.
курсовая работа [416,8 K], добавлен 22.10.2011Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.06.2011Способы регулирования температурного режима по высоте колонны первичной переработки нефти. Схема работы парциального конденсатора и циркуляционного неиспаряющегося орошения. Варианты подачи орошения в сложной ректификационной колонне по переработке нефти.
презентация [1,8 M], добавлен 26.06.2014Характеристика и организационная структура ЗАО "Павлодарский НХЗ". Процесс подготовки нефти к переработке: ее сортировка, очистка от примесей, принципы первичной переработки нефти. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы, виды подключения.
отчет по практике [59,5 K], добавлен 29.11.2009Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013Классификация и физические свойства нефти и нефтепродуктов, ограниченность их ресурсов. Проблема рационального использования нефти: углубление уровня ее переработки, снижение удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии.
курсовая работа [3,4 M], добавлен 05.09.2011
