Первичная перегонка нефти – первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной переработки имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.
Прямая перегонка основана на разнице в температурах кипения групп углеводородов, близких между собой по физическим свойствам.
Перегонка или дистилляция – это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что даёт возможность вести перегонку при более низких температурах.
При однократном испарении и последующей кондесации паров получают две фракции: лёгкую, в которой содержится больше низкокипящих компонентов, и тяжёлую, в которой содержится меньше низкокипящих компонентов, чем в исходном сырье, т.е. при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой высококипящими компонентами. При этом достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продекты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. В связи с этим после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.
Ректификация – диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.
На установках первичной перегонки нефтти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.
В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 4), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.
Рис. 4. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки
1,5 - трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники;
4 - конденсаторы
Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0 С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением. При этом её бензиновая, керосиновая и другие фракции, кипящие в интервале температур от 40 до 300 0 С, оказываются перегретыми по отношению к нефти, имеющей температуру 350 0 С, и поэтому сразу превращаются в пар. В ректификационной колонне пары этих низкокипящих фракций устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз. Это приводит к неодинаковой температуре по высоте колонны. В её нижней части температура самая высокая, а в верхней - самая низкая.
Поднимающиеся
вверх пары углеводородов при соприкосновении
с более холодной жидкостью, стекающей
вниз, охлаждаются и частично конденсируются.
Жидкость при этом нагревается и из неё
испаряются более летучие фракции. В
результате состав жидкости и пара
изменяется, так как жидкость обогащается
труднолетучими углеводородами, а пары
- легколетучими. Такой процесс конденсации
и испарения вследствие неодинаковости
температуры по высоте колонны приводит
к своеобразному расслаиванию углеводородах
фракций по температурам кипения, а
следовательно, и по составу. Для
интенсификации этого расслаивания
внутри колонны устанавливаются
специальные разделительные полки,
называемые тарелками. Тарелки представляют
собой перфорированные стальные листы
сотверстиями для жидкости и пара. В
некоторых конструкциях отверстия с
выступами для выхода пара прикрыты
колпачками, а для жидкости предусмотрены
сливные трубки (рис. 5).
Рис. 5. Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны:
1 – тарелки; 2 – патрубки; 3 – колпачки; 4 – сливные стаканы; 5 – стенки колонны
На такой тарелке поднимающиеся сверху пары пробулькивают в жидкость из под колпачков, интенсивно перемешивая и превращая её в пенный слой. Высококипящие углеводороды при этом охлаждаются, конденсируются и остатки в жидкости, в то время как растворённые в жидкости низкокипящие углеводороды, нагреваясь, переходят в пар. Пары поднимаются на верхнюю тарелку, а жидкость перетекает на нижнюю. Там процесс конденсации и испарения снова повторяется. Обычно в ректификационной колонне, имеющей высоту 35-45 м, устанавливается до 40 тарелок. Достигаемая при этом степень разделения позволяет конденсировать и отбирать фракции по высоте колонны в строго определённом интервале температур. Так, при 300-350 0 С конденсируется и отбирается соляровое масло, при температуре 200-300 0 С - керосиновая фракция, при температуре 160-200 0 С - лигроиновая фракция. Не сконденсировавшиеся пары бензиновой фракции с температурой 180 0 С выводятся через верхнюю часть колонны, где охлаждаются и конденсируются в специальном теплообменнике. Часть охлаждённой бензиновой фракции возвращается на орошение верхней тарелки колонны. Это делается для того, чтобы соприкосновением горячих паров с охлаждённой бензиновой фракцией тщательнее отделить легколетучие углеводороды и сконденсировать примеси менее летучих, стекающих вниз. Такая мера позволяет получить более чистый и более качественный бензин с октановым числом от 50 до 78.
При более тщательной разгонке бензиновая фракция может быть разделена на газолин (петролейный эфир) - 40-70 0 С, собственно бензин - 70-120 0 С и лигроин 120-180 0 С.
В самой нижней части ректификационной колонны собирается мазут. В зависимости от содержания в нём сернистых соединений он может служить котельным топливом либо сырьём для получения смазочных масел или дополнительных количеств моторного топлива и нефтяных газов. Обычно при содержании в мазуте серы более 1% его используют как высококалорийное котельное топливо, и на этой стадии перегонку прекращают, сводя процесс к одностадийному. При необходимости получения из мазута смазочных масел его подвергают дальнейшей перегонке во второй ректификационной колонне, работающей под вакуумом. Такая схема называется двухстадийной. Двухстадийный процесс отличается от одностадийного меньшим расходом топлива и более высокой интенсивностью работы аппаратуры, что достигается использованием вакуума и более высокой степенью утилизации тепла. Использование вакуума на второй стадии перегонки предотвращает расщепление тяжёлых углеводородов, снижает температуру кипения мазута и тем самым уменьшает расход топлива на его нагревание.
Сущность второй стадии сводится к нагреванию мазута раскалёнными газами до 420 0 С в трубчатой печи и к последующей его разгонке в ректификационной колонне. В результате образуется до 30 % гудрона и до 70 % масляных компонентов, являющихся сырьём для получения смазочных масел. Примерный выход и температура отбора масляных фракций мазута приведены в табл. 15.
Для большей экономии тепла и улучшения технико-экономических показателей работы атмосферно-вакуумных установок нагревание нефти до 350 0 С ведут в два этапа.
Таблица 15
Фракции перегонки мазута
В начале её предварительно нагревают до 170-175 0 С теплом продуктов перегонки (последние при этом охлаждаются), а затем в трубчатой печи теплом раскалённых газов. Такая утилизация тепла позволяет сократить расход топлива на проведение процесса и снизить себестоимость первичной переработки.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 7 минут
А А
Как происходит первичная переработка нефти?
Нефть – это сложная смесь углеводородных соединений. Выглядит она как маслянистая вязкая жидкость с характерным запахом, цвет которой в основном варьируется от темно-коричневого до черного, хотя бывают и светлые, почти прозрачные нефти.
Эта жидкость обладает слабой флюоресценцией, её плотность меньше, чем у воды, в которой она почти не растворяется. Плотность нефти может иметь имеет значение от 0,65-0,70 грамм на кубический сантиметр (легкие сорта), а также 0,98-1,00 грамма на кубический сантиметр (тяжелые сорта).
Самый простой способ обезвоживания нефти на месторождении – термохимический способ удаления воды при нормальном атмосферном давлении.
Суть его заключается в том, что в подогретую до 30-ти – 50-ти градусов в нефть добавляют специальное поверхностно-активное вещество, называемое деэмульгатор, после чего полученная смесь отстаивается в специальных резервуарах. Если не обеспечить необходимую герметичность емкостей отстойников, то возникают серьезные потери сырья вследствие испарительных процессов. Поэтому в основном термохимический отстой происходит в герметичных резервуарах под давлением.
Если в нефти содержание солей невелико, то они практически полностью удаляются в процессе сепарации и отстаивания. Однако, большей части добываемых нефтей все-таки необходимо дополнительное обессоливание.
Для этого процесса также применимы термохимические методики, но в большинстве случаем применяется способ, называемый электрообессоливанием. Он сочетает в себе термохимический отстой с дополнительной обработкой нефтяной эмульсии, которая происходит в электрических полях. Установки, с помощью которых проводится этот процесс, называются электрообессоливающими (сокращенно – ЭЛОУ).
После обессоливания на ЭЛОУ смесь поступает в систему магистральных трубопроводов с целью её дальнейшей транспортировки на предприятия перерабатывающего комплекса (сокращенно – НПЗ).
Процессы прямой перегонки сырой нефти происходят на трубчатых установках двух типов – при значении атмосферного давления (установки АТ) и в вакууме различной глубины (ВТ). На отечественных НПЗ, как правило, оба типа объединяют в одну комбинированную установку АВТ – атмосферно-вакуумного трубчатого типа.
Название трубчатая объясняется тем, что сырье перед разделением его на фракции нагревается в змеевиках печей трубчатого типа.
АВТ имеет в своем составе два блока – атмосферный и вакуумный. Атмосферная перегонка нефти (или дистилляция) при естественном значении давления позволяет получать светлые , к которым относятся бензины, керосины и дизельные дистилляты.
Температура их выкипания – не выше 360-ти градусов Цельсия. Выход таких фракций, в зависимости от физико-химического состава перерабатываемого сырья, составляет от 45-ти до 60-ти процентов от общего количества сырой нефти. Остаток атмосферной перегонки называется мазутом.
Сам процесс переработки (разделение на фракции) предварительно нагретой нефти происходит в ректификационной колонне, которая выглядит как цилиндрический вертикальный агрегат, оборудованный изнутри специальными контактными устройствами, называемыми тарелками. Через эти тарелки выделяемые пары нефтепродуктов движутся вверх, а жидкие фазы опускаются вниз.
Ректификационные колонны могут быть разных размеров и различных конфигураций, однако их используют на всех предприятиях нефтепереработки. Количество тарелок в таких устройствах может колебаться от 20-ти до 60-ти штук.
В нижней части этой колонны предусмотрен подвод тепла, а в верхней – его отвод, поэтому температура в колонне постепенно понижается от нижней части к верхней. Это позволяет отводить бензиновые фракции в виде паров с верхней части аппарата. Керосиновые и дизельные дистилляты конденсируются и выводятся в других частях ректификационного колонного аппарата, а жидкий остаток в виде мазута откачивается с нижней части и поступает на вакуумный блок.
Задача вакуумной перегонки – отбор из мазута дистиллятов масляного типа (если НПЗ специализируется на производстве масел и смазок) либо широкой масляной фракции широкого спектра, которая называется вакуумный газойль (если специализация НПЗ – производство моторного топлива). После вакуумной перегонки образуется остаток, называемый гудроном.
Необходимость такой переработки мазута под вакуумом объясняется тем, что при значении температуры более 380-ти градусов начинается процесс крекинга (термического разложения углеводородов), а точка выкипания вакуумного газойля – это более 520-ти градусов. Из-за этого перегонку необходимо проводить при остаточном значении давления на уровне 40-60 миллиметров ртутного столба, что дает возможность уменьшить максимальне температурное значение в установке до 360-ти – 380-ти градусов.
Вакуумная среда в такой колонне создается с помощью специализированного оборудования, основным ключевым элементом которого являются либо жидкостные, либо паровые эжекторы.
Получаемая прямой перегонкой продукция
С помощью первичной перегонки нефтяного сырья получают следующие продукты:
- углеводородный газ, который выводят посредством головки стабилизации; применяется в качестве бытового топлива и сырья для процессов газофракционирования;
- бензиновые фракции (температура выкипания – до 180 градусов); используется в качестве сырья для процессов вторичной перегонки в установках каталитического риформинга и крекинга, пиролиза и других видов переработки нефти (точнее, её фракций), с целью получения товарных автомобильных бензинов;
- керосиновые фракции (температура выкипания – от 120-ти до 315 градусов); после прохождения гидроочистки их применяют как реактивное и тракторное топливо;
- атмосферный газойль (дизельные фракции), который выкипает в диапазоне от 180-ти до 350-ти градусов; после чего, пройдя соответствующую обработку и очистку, он применяется как топливо для дивгателей дизельного типа;
- мазут, который выкипает при температурах свыше 350-ти градусов; используется как топливо для котельных и как сырьё для термических крекинговых установок;
- вакуумный газойль с температурой выкипания от 350 до 500 градусов и более; является сырьём для каталитического и гидрокрекинга, а также для производства масляных нефтепродуктов;
- гудрон – температура выкипания – более 500 градусов; который выступает сырьем для установок коксования и термического крекинга, с целью получения битумов и различных видов нефтяных масел.
Технологическая схема прямой перегонки (из учебника в редакции Глаголевой и Капустина)
Расшифруем обозначения:
- К-1 – колонна отбензинивания;
- К-2 – колонна атмосферной переработки нефти;
- К-3 – колонна отпаривания;
- К-4 – установка стабилизации;
- К-5 – колонна вакуумной переработки;
- Э-1…Э-4 – электрические дегидраторы;
- П-1 и П-2 – подогревательные печи;
- КХ-1…КХ-4 – устройства охлаждения и конденсирования;
- Е-1 и Е-2 – рефлюксные емкости;
- А-1 – вакуумный насос паро-эжекторного типа;
- I – сырая нефть;
- II – стабилизационная головка;
- III – стабилизированный бензин;
- IV – керосиновая фракция;
- V – атмосферный газойль (дизельные фракции);
- VI – вакуумный газойль;
- VII – гудрон (остаток, образовавшийся после того, как была проведена вакуумная обработка);
- VIII – выхлопные эжекторные газы;
- IX – вещество ПАВ (деэмульгатор);
- X – вода, сбрасываемая в канализационные стоки;
- XI – водяной пар.
В колонне К-1 отбирается бензиновая фракция, которая затем конденсируется в ХК-1 и поступает в ёмкость Е-1.
Наполовину отбензиненная переработанная нефть с нижней части К-1 через печь трубчатого типа П-1 попадает в К-2 (атмосферная колонна). Часть потока такой нефти возвращается обратно в К-1, давая тепло, необходимое для ректификационных процессов.
В К-2 происходит дальнейшее фракционирование. Самая верхняя фракция К-2 – тяжелый бензин, который после конденсации поступает в Е-2. Керосин и дизельная фракция отводятся из К-2 с помощью боковых погон и попадают для отпаривания в К-3.
В К-3 происходит удаление легких фракций, после чего дизельный дистиллят и керосин через подогревательные теплообменники и холодильники выводят из установки.
Снизу К-2 отбирается жидкий мазут, затем он подается в печь П-2, а потом – в вакуумную колонну К-5, где его разделяют на гудрон и вакуумный газойль.
Сверху их К-5 с пароэжекторным насосом А-1 отсасывают водяной пар, воздух и образовавшиеся и газы, а также небольшое количество легких дизельных продуктов. Вакуумный газойль и гудрон пропускаются через подогреватели (теплообменники), а затем после конденсации в холодильниках они отводятся из установки.
Бензин из Е-1 и Е-2 подогревают и подают в колонну стабилизации К-4. Через верха К-4 (стабилизационную головку) отводятся сжиженные газы, а с нижней её части – стабилизированный жидкий бензин.
Так в общих чертах выглядит процесс первичной нефтеобработки.
Нет соответствующих видео
Нефть состоит из множества компонентов - фракций, - свойства, область применения и технологии переработки которых различны. Первичные процессы нефтеперерабатывающего производства позволяют выделить отдельные фракции, подготовив тем самым сырье для дальнейшего получения всем нам хорошо знакомых товарных продуктов - бензина, дизеля, керосина и многих других
Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит перво-начальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее уда-ляют наиболее легкие, газообразные составляющие. Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимуществен-но из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводоро-дов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10). Этот процесс называется стабилизацией нефти - подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой углеводородный состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.
Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком - нефть / попутный газ. Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зре-ния. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо соз-дать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки. Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно. Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.
Кстати, сам попутный нефтяной газ - это ценное сырье, которое может использоваться для получения электро энергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.
Дистилляция, или перегонка, - процесс разделения жидкостей путем их испарения и последующей конденсации. Считается, что впервые этот процесс освоили в Древнем Египте, где он применялся при получении из кедровой смолы масла для бальзамирования тел умерших. Позднее смолокурением для получения кедрового масла занимались и римляне. Для этого горшок со смолой ставили на огонь и накрывали шерстяной материей, на которой собиралось масло.
Аристотель описал процесс дистилляции в своей работе «Метеорология», а также упоминал вино, пары которого могу вспыхнуть - косвенно подтверждение того, что его предварительно могли подвергнуть перегонке, чтобы повысить крепость. Из других источников известно, что вино перегоняли в III веке до н. э. в Древнем Риме, правда, не для получения бренди, а для изготовления краски.
Следующие упоминания дистилляции относятся к I веку н. э. и связаны с работами александрийских алхимиков. Позднее этот метод у греков переняли арабы, которые активно использовали его в своих опытах. Также достоверно известно, что дистилляцией алкоголя в XII веке занимались в Салернской врачебной школе. В те времена, впрочем, дистилляты спирта употреблялись не как напиток, а в качестве лекарства. В XIII веке флорентийский медик Тадео Альдеротти впервые осуществил фракционирование (разделение) смеси жидкостей. Первая книга, целиком и полностью посвященная вопросам дистилляции, была опубликована в 1500 году немецким врачом Иеронимом Бруншвигом.
Долгое время для перегонки применялись достаточно простые устройства - аламбик (медный сосуд с трубкой для отвода пара) и реторта (стеклянная кол-ба с узким и длинным наклонным носиком). Техника стала совершенствоваться в XV веке. Однако предшественники современных ректификационных колонн для перегонки нефти, в которых происходит теплообмен между противонаправленными потоками жидкости и пара, появились лишь в середине XIX века. Они позволили получать спирт крепостью 96% с высокой степенью очистки.
Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Прежде чем приступить к пере-работке, нефть необходимо очистить от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). Нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия - микроскопические капельки воды в нефти, в которых растворяется соль. Получившуюся смесь подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти.
Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений. с помощью первичной перегонки ее можно разделить только на части - дистилляты, содержащие менее сложную смесь. из-за сложного состава нефтяные фракции выкипают в определенных температурных интервалах.
Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром 100–200 мм.
Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.
Согласно исследованию нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, проведенному Американским нефтяным институтом, номенклатура нефтепродуктов, выпускаемых на современных НПЗ и имеющих индивидуальные спецификации, насчитывает более 2000 пунктов.
В одной фракции могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки и основано на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых - выше. Этот процесс называется перегонкой (дистилляцией).
Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды: бензиновая фракция - 28–150°C, керосиновая фракция - 150–250°C, дизельная фракция, или газойль, - 250–360°C, мазут - выше 360°C. Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C - дизель.
Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар - это наиболее легкие фракции, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны - это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.
Ректификационная колонна - вертикальный цилиндр, внутри которого расположены специальные перегородки (тарелки или насадки). Пары нагретой нефти подаются в колонну и поднимаются вверх. Чем более легкие фракции испаряются, тем выше они поднимутся в колонне. Каждую тарелку, расположенную на определенной высоте, можно рассматривать как своего рода фильтр - в прошедших ее парах остается все меньшее количе-ство тяжелых углеводородов. Часть паров, конденсировавшихся на определен-ной тарелке или не достигнув ее, стекает вниз. Эта жидкость, носящая название флегмы, встречается с поднимающимся паром, происходит теплообмен, в ре-зультате которого низкокипящие составляющие флегмы снова превращаются в пар и поднимаются вверх, а высококипящие составляющие пара конденсируются и стекают вниз с оставшейся флегмой. Таким образом удается достичь более точного разделения фракций. Чем выше ректификационная колонна и чем больше в ней тарелок, тем более узкие фракции можно получить. На современных НПЗ высота колонн превышает 50 м.
Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров. Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов. Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны
50
метров и больше может достигать высота ректификационных колонн на современных нпз
Отдельные фракции могут подвергаться и повторной атмосферной перегонке для разделения на более однородные компоненты. Так, из бензинов широкого фракционного состава получают бензольную, толуольную и ксилольную фракции - сырье для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола). Повторной перегонке и дополнительному разделению могут подвергать и дизельную фракцию.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках может осуществляться как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Так-же ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.
Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.
В ходе первичной переработки получают разные виды сырья, которые затем будут подвергаться химическим преобразованиям в рамках вторичных процессов. У них уже привычные названия - бензин, керосин, дизель, - но они еще не соответствуют требованиям к товарным нефтепродуктам. Их дальнейшая трансформация необходима, чтобы улучшить потребительские качества, очистить, создать продукты с заданными характеристиками и повысить глубину переработки нефти.
Ректификация - это процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счет противоточного массо- и теплообмена между паром и жидкостью.
Ректификация нефти заключается в разделении на фракции при нагревании, при этом выделяются фракции, различающиеся по температуре кипения. Низкокипящие фракции называются легкими, а высококипящие - тяжелыми.
В результате ректификации нефти получают бензин, керосин, дизельное топливо, масла и другие фракции.
Светлые нефтепродукты - бензин, керосин и дизельное топливо получают на установках, называемых атмосферными или атмосферными трубчатками (AT), поскольку процесс происходит под атмосферным давлением, а нагрев нефти производится в трубчатой печи. Получаемый на этих установках остаток - мазут - может быть направлен в вакуумную установку, где в результате перегонки получают различные сорта смазочных масел.
Перегонка с ректификацией наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.
Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:
21 . Получение водорода из метана.
Паровая конверсия природного газа/метана
Паровая конверсия - получение чистого водорода из лёгких углеводородов (например метана, пропан-бутановой фракции) путём парового риформинга(каталитической конверсии углеводородов в присутствии водяного пара).
CH 4 + H 2 O = CO + 3H 2 - реакция парового риформинга;
Водород можно получать разной чистоты: 95-98% или особо чистый. В зависимости от дальнейшего использования водород получают под различным давлением: от 1,0 до 4,2 МПа. Сырье (природный газ или легкие нефтяные фракции) подогревается до 350-400° в конвективной печи или теплообменнике и поступает в аппарат десульфирования. Конвертированный газ из печи охлаждается в печи-утилизаторе, где вырабатывается пар требуемых параметров. После ступеней высокотемпературной и низкотемпературной конверсии СО газ поступает на адсорбцию СО 2 и затем на метанирование остаточных оксидов. В результате получается водород 95-98,5% чистоты с содержанием в нем 1-5% метана и следов СО и СО 2 .
В том случае, если требуется получать особо чистый водород, установка дополняется секцией адсорбционного разделения конвертированного газа. В отличие от предыдущей схемы конверсия СО здесь одноступенчатая. Газовая смесь, содержащая H 2 , CO 2 , CH 4 , H 2 O и небольшое количество СО, охлаждается для удаления воды и направляется в адсорбционные аппараты, заполненные цеолитами. Все примеси адсорбируются в одну ступень при температуре окружающей среды. В результате получают водород со степенью чистоты 99,99%. Давление получаемого водорода составляет 1,5-2,0 МПа..
Определение состава нефти и ее продуктов происходит путем разделения по температурам кипения методом перегонки и ректификации.
Выход фракций нефти
Нефть, газовые конденсаты и их фракции представляют собой многокомпонентную смесь из соединений углеводородов. В . Поэтому определение состава этой смеси как совокупности всех входящих в их состав соединений - сложнейшая и не всегда разрешимая задача.
Расходы на покупку сырой нефти, составляющие около 80% расходов НПЗ, наиболее важный фактор, определяющий рентабельность нефтяной компании. Качество и ценность сырой нефти зависят от ее кривой ИТК, определяющей содержание фракции светлых нефтепродуктов, выкипающих до 360°C, фракции 360-540°C и кубового продукта (>540°C), и содержания примесей, таких как сера, азот, металлы и т.д.
Однако кривая ИТК не отражает химического состава нефтяных фракций, который, в свою очередь, влияет на выход и свойства продукции установок для преобразования и повышения сортности нефтепродуктов на НПЗ. Таким образом, знание кривой ИТК и химической природы фракций сырой нефти имеет чрезвычайно важное значение для улучшения экономических показателей НПЗ. К сожалению, для получение этой информации необходимы лабораторные анализы, требующие больших финансовых и временных затрат.
Газ, входящий в состав данной нефти состоит в основном из бутанов (73,9 % мас.) выход газов на нефть составляет 1,5 % мас. Пропан — бутановая фракция будет использована в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина.
Фракция НК-62°С будет использована как сырьё для процесса каталитической изомеризации с целью повышения октанового числа.
Фракцию 62-85°С называют “бензольной”, она будет использоваться как компонент товарного бензина и для получения бензола.
Фракция 85-120°С в смеси с фракцией 120-180°С будет использована как сырье для установки каталитического риформинга с целью повышения октанового числа. Предварительно отправляется на гидроочистку.
Фракция 120-180°С будет использована в смеси с фракцией 180-230°С как компонент реактивного топлива. Реактивное топливо не подходит по температуре вспышки, поэтому нужно удалить часть лёгких компонентов.
Способы добычи нефти
В настоящее время индивидуальный состав продуктов нефти может быть достаточно надежно определен методами газожидкостной хроматографии только для единичных бензиновых фракций. Поэтому индивидуальный углеводородный состав не может быть положен в основу прогнозных методов расчета теплофизических свойств (ТФС) ввиду его недоступности для потребителей.
В то же время фракционный состав и структурно-групповой углеводородный состав могут иметь более плодотворное применение на пути построения методов расчета теплофизических свойств нефти.
Поэтому ниже рассмотрены методики пересчета и экстраполяции кривых разгонок и способы расчета структурно-группового углеводородного состава фракций.
Определение данного вида состава нефти и ее продуктов происходит путем разделения по температурам кипения методом перегонки и ректификации.
Совокупность выхода (в процентах по массе или объему) отдельных фракций, которые выкипают в определенных температурных диапазонах, называется фракционным составом нефти, нефтепродукта или смеси. Для более полной характеристики определяется относительная плотность и средняя молярная масса каждого погона и смеси в целом. По результатам испарения строят кривую ИТК, которая содержит достаточно полную информацию о составе смеси.
Ректификация по ГОСТ 11011-85 в аппарате АРН-2 ограничивается температурой 450-460 °С из-за возможного термического разложения остатка. Проведение данного вида исследования нефтей рекомендуется в устройстве для перегонки АРН-2 по методу ГрозНИИ в колбе Мановяна до температуры выкипания 560-580 °С. При этом не происходит искажения кривой ИТК.
Фракционный состав, особенно светлых товарных нефтепродуктов и широких фракций, часто определяют перегонкой в аппарате Энглера по ГОСТ 2177-82, что значительно проще ректификации. Кривая разгонки по Энглеру позволяет достаточно надежно определить характеристические температуры кипения фракций. Однако при расчете фазовых равновесий предпочтительнее иметь кривую ИТК. Для получения такой кривой предложен ряд эмпирических процедур.
Например, для светлых нефтепродуктов известна методика БашНИИНП. Основываясь на том, что разность температур, полученных при разгонке товарного нефтепродукта по ИТК и по Энглеру, в определенной точке выкипания нефтепродукта является почти постоянной, можно записать
При расчете процессов ректификации многокомпонентных смесей (МКС) необходимо использовать физико-химические и термодинамические свойства всех компонентов, составляющих разделяемую МКС. Поскольку в рассматриваемом случае декомпозиция исходной непрерывной смеси на псевдокомпоненты носит достаточно условный характер, процедура расчета физико-химических свойств отдельных псевдокомпонентов приобретает особое значение.
Известно , что любое химическое вещество обладает совокупностью характеристических констант, причем значения характеристических констант зависят от химического строения молекул вещества. Это положение может быть распространено и на псевдокомпоненты, особенно если значения характеристических констант определены экспериментально.
Кстати, прочтите эту статью тоже: Особенности переработки тяжелой нефти
В качестве основной и минимально необходимой характеристики псевдокомпонента принята его среднеарифметическая (между началом и концом выкипания фракции) температура кипения.
Однако, эта температура не в полной мере характеризует псевдокомпонент, поскольку она не учитывает особенности состава нефтей различного типа (различных месторождений). Для более точной оценки ФХС псевдокомпонентов необходима информация об углеводородном составе фракций.
Эта информация в косвенной форме в кривых ОИ и ИТК содержится. Более того, по закону сохранения масс усредненные (среднеинтегральные) значения псевдохарактеристических констант и вероятного углеводородного состава для фракций, выделенных по сравниваемым кривым при одинаковых расходных пределах выкипания, должны совпадать (за исключением их температурных пределов выкипания) .
Поэтому для оценки углеводородного состава моторных топлив вполне допустимо использование кривой ОИ – как более простой и удобной при экспериментальном определении. Однако при расчете процессов разделения (прежде всего ректификации) необходимо использовать только кривую ИТК.
Для расчетов в качестве псевдохарактеристических констант всех компонентов (псевдокомпонентов) МКС используются стандартные свойства (температуры кипения, температуры фазовых переходов, давления насыщенных паров, плотности газовой и жидкой фаз при стандартных условиях, показатели преломления, вязкости, энтальпий и др.), а также критические свойства. Эти константы характеризуют химическую индивидуальность компонента, т.е. представляют «химический паспорт» вещества. Характеристические свойства являются функциями специфических химических параметров вещества: молярной массы и структуры молекулы вещества :
Из (1.1) следует, что все стандартные свойства оказываются взаимосвязанными и могут быть выражены друг через друга. Так молярная масса какого либо углеводорода (псевдокомпонента) может быть выражена в виде функции от его стандартных свойств: температуры кипения, плотности, показателя преломления и прочих свойств, а также от комбинации этих свойств. В качестве примера можно привести формулы Б. П. Войнова , Крега и Мамедова для расчета молекулярной массы углеводородов:
Поэтому количество вариантов расчета ТФС псевдокомпонентов оказывается достаточно большим, что в определенной мере затрудняет их практическое использование.
Для расчета ФХС широких нефтяных фракций, состоящих из нескольких псевдокомпонентов, используется правило аддитивности, т.е. вклад каждой узкой фракции в свойства более широкой фракции определяется относительной концентрацией узкой фракции в более широкой.
Кстати, прочтите эту статью тоже: Перевод кинематической вязкости в динамическую
В УМП процедуры расчета ФХС для непрерывных смесей автоматизированы: пользователь в соответствии с принятой температурной разбивкой кривой ИТК на псевдокомпоненты задает пределы выкипания отдельных псевдокомпонентов (отдельных узких фракций), после чего заполняет спецификацию для каждого выбранного псевдокомпонента, задавая его характеристические свойства, известные пользователю.
В качестве минимально необходимой информации, как уже указывалось, должна быть задана средняя температура кипения псевдокомпонента, а в качестве дополнительной задаются свойства (плотность, показатель преломления и т.д.), известные пользователю. Чем более полно определена эта информация, тем точнее будет охарактеризован каждый псевдокомпонент, а значит, и точнее будут результаты последующего моделирования. Для примера на рис. 1.7 приведены кривые распределения характеристических свойств (t ср , p, n ) для прямогонного гидроочищенного бензина .
Рис. 1.7. Кривые распределения температуры кипения (t
ср
), плотности (p
) и показателя преломления (n
) фракции прямогонного гидроочищенного бензина
В соответствии с принятым условием достаточно плавного изменения характеристических свойств при изменении температуры кипения отдельных компонентов (число индивидуальных компонентов очень велико) зависимости всех свойств от доли отгона вещества (или от температуры отгона) должны быть также непрерывными.
На основе данной информации могут быть рассчитаны все основные свойства (T кр , P кр , Z кр , энтальпийные характеристики) как отдельных псевдокомпонентов, так и среднеинтегральные значения этих свойств для фракции в целом, а также определены вероятные брутто-формулы гипотетических псевдокомпонентов .По сути такой же подход используется и при взаимном пересчете кривых ОИ и ИТК.
При этом наличие даже неполной информации (только отдельных свойств для отдельных фракций даже в ограниченном диапазоне изменения доли отгона) позволяет заметно повысить адекватность обобщающей информации. Так, для примера, приведенного на рис. 1.4, учет только одного свойства по фракции в целом (плотность мазута) заметно уточняет вид конечной характеристики (кривая ИТК).
Нефтеперерабатывающие заводы России
На НПЗ «Газпром нефти» в Москве установлена колонна вакуумной перегонки нефти установки «Евро+»
Способы добычи нефти
Себестоимость добычи нефти
