Технология переработки нефти

Федеральное агентство  по образованию

 

Государственное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

«ЧЕЛЯБИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

 

Институт экономики  отраслей, бизнеса и администрирования

 

 

 

 

 

 

 

Реферат

 

по предмету «Технология переработки нефти ».

 

 

 

 

 

 

Выполнила: Чеверениди Д.А

гр. 22ПЗ-501

Проверил:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Челябинск

2013

 

1. Историческая справка по месторождению.

Нефтеносность Калининградской  области связана с геологическими породами старше 500 миллионов лет. И  хотя их продуктивный горизонт был давно доступен для освоения, поиск нефтяных и газовых месторождений начался только в середине 50-х годов прошедшего столетия. Геологоразведочные работы привели к открытию первого нефтяного месторождения – Красноборского - в 1968-м году. Спустя четыре года для промышленной разработки открытых на территории области месторождений, было создано нефтегазодобывающее управление «Калининграднефть». Так 8 сентября 1972 года была открыта первая страница в истории нефтяной отрасли региона.

Первый эшелон нефти, добытой на Красноборском месторождении, отправился от нефтеналивной эстакады станции Знаменск 14 февраля 1975 года.

Добыча нефти год  от года росла, открывались новые  месторождения, бурились поисковые  и эксплуатационные скважины, расширялась производственная база управления.

В конце 70-х годов, когда  стало очевидно, что перспектива  дальнейшего развития нефтегазодобывающего управления связана с освоением  ресурсов нефти на континентальном  шельфе Балтийского моря, «Калининграднефть» стало производственным объединением «Калининградморнефтегаз». Реорганизация была проведена в 1978 году. А в 1994 году предприятие акционировалось и на следующий год в соответствии с Указом Президента Российской Федерации вошло в состав нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в качестве дочернего общества «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».

«ЛУКОЙЛ», выходя на западный рубеж России, теперь опирался на надёжное плечо калининградских нефтяников. Они работали не только на территории области, но прошли суровую школу  добычи нефти в Арктических морях и тропиках - на юге Вьетнама, разведали морское месторождение на Балтике.

Предприятие стало активно  работать над стратегически важными  для «ЛУКОЙЛа» и Калининградской  области объектами - освоением шельфового месторождения Кравцовское (Д-6), строительством газонаполнительных станций и развитием объектов инфраструктуры.

К концу 2005 года ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» имеет успешно функционирующий  современный комплексный нефтяной терминал, газонаполнительную станцию, цех изоляции и опрессовки труб. Сеть АЗС Компании включает 33 современные станции, реализующие не только жидкое топливо, но и газовую автомобильную смесь. На заводе металлоконструкций выпускаются мобильные буровые установки, танк-контейнеры для перевозки сжиженных газов. Здесь же в сентябре 2003 года завершено строительство морской ледостойкой стационарной нефтяной платформы Д-6 — первой морской платформы построенной в России. В феврале 2004 года началась ее эксплуатация, и сегодня идет активная добыча нефти.

За 32 года калининградские нефтяники пробурили 400 скважин, пройдя свыше 1 миллиона метров горных пород, построили 350 километров нефтепровода. Они открыли 27 месторождений нефти и добыли 28, 5 миллионов тонн нефти. При этом прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий превысил 15 миллионов тонн. И это результат постоянного использования новейших методов увеличения нефтеоотдачи, современных технологий и научных разработок.

ООО «ЛУКОЙЛ Калининградморнефть» многолетним опытом своей работы доказало, что нефтедобычу можно  организовать и вести в гармонии с природой, соблюдая экологическую безопасность и профессионально занимаясь природоохранной деятельностью. Успешное развитие производства неразрывно здесь связано с социальной политикой предприятия, экономическими стимулами и социальными гарантиями работникам, строительством жилья, организацией отдыха, лечения, спортивно-оздоровительными мероприятиями, благотворительными акциями.

Высокие показатели деятельности «ЛУКОЙЛ Калининградморнефть» отмечаются признанием общества лучшим российским предприятием и лучшим предприятием города Калининграда.

 

 

 

2. Физические свойства  нефти.

Наиболее часто определяемыми  физическими свойствами нефти являются: плотность, объем, вязкость, показатель преломления, флуоресценция, оптическая активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение, капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно будут описанны ниже, при описании механики природного резервуара.

Плотность. Плотность вещества - это вес данного объема его, например кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления, следует указывать, при каких значениях этих параметров производилось измерение удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить при температуре 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы для перевода данных измерений, полученных при любой другой температуре, к стандартным значениям.

Шкала плотности Американского  Нефтяного Института (API) является условной, но имеет то преимущество, что позволяет упростить конструкцию ареометров, поскольку дает возможность придавать их стержню линейную градуировку. Плотность в единицах шкалы API не имеет прямых соотношений с удельным весом, а также с другими физическими свойствами, связанными с последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах API соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.

Шкале единиц плотности API соответствует  европейская шкала плотности  Боме. Эти две условные шкалы плотности  увязываются с удельным весом  согласно следующим формулам:

Градусы API = (141,5/уд. вес при60°F) - 131,5.

Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) - 130.

3. Направление переработки.

выбор направления  переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

· топливный,

· топливно-масляный,

· нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в  основном на моторные и котельные  топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному  варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий. 

 

Технология переработки

 

1. Подготовка нефти к переработке на промысле

Сущность  нефтеперерабатывающего производства 
Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:  
1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;  
2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);  
3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).  
Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.  
Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.  
В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.  
 
Поставка и приём нефти 
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.  
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.  
 
Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание) 
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ -электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах- цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества -деэмульгаторы. Температура процесса - 100-120°С.  
 
Первичная переработка нефти 
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевикахтрубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.  
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.  
 
1. Атмосферная перегонка 
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.  
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.  
 
2. Вакуумная перегонка 
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.  
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.  
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостныеэжекторы (рис.7). 
 
3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина 
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.  
 
Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.  
 
Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.  
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт. 

Продукты  первичной переработки нефти 

Наименование	Интервалы кипения  (состав)	Где отбирается	Где используется  (в порядке приоритета)
Рефлюкс стабилизации	Пропан, бутан, изобутан	Блок  стабилизации	Газофракционирование, товарная продукция, технологическое  топливо
Стабильный  прямогонный бензин (нафта)	н.к.*-180	Вторичная перегонка бензина	Смешение  бензина, товарная продукция
Стабильная  легкая бензиновая	н.к.-62	Блок  стабилизации	Изомеризация, смешение бензина, товарная продукция
Бензольная	62-85	Вторичная перегонка бензина	Производство  соответствующих ароматических  углеводородов
Толуольная	85-105	Вторичная перегонка бензина
Ксилольная	105-140	Вторичная перегонка бензина
Сырьё каталитического риформинга	85-180	Вторичная перегонка бензина	Каталитический  риформинг
Тяжелая бензиновая	140-180	Вторичная перегонка бензина	Смешение  керосина, зимнего дизтоплива, каталитический риформинг
Компонент керосина	180-240	Атмосферная перегонка	Смешение  керосина, дизельных топлив
Дизельная	240-360	Атмосферная перегонка	Гидроочистка, смешение дизтоплив, мазутов
Мазут	360-к.к.**	Атмосферная перегонка (остаток)	Вакуумная перегонка, гидрокрекинг, смешение мазутов
Вакуумный газойль	360-520	Вакуумная перегонка	Каталитический крекинг, гидрокрекинг, товарная продукция, смешение мазутов.
Гудрон	520-к.к.	Вакуумная перегонка (остаток)	Коксование, гидрокрекинг, смешение мазутов.

 

Одно из важнейших  мероприятий по уменьшению коррозии оборудования — обессоливание нефти. Нефть, поступающая на переработку на установки нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), проходит подготовку на промыслах, где ее освобождают от попутного газа, части легких углеводородов, значительного количества пластовой воды и механических примесей. Содержание солей в товарной нефти в настоящее время, как правило, не превышает 300 мг/л (по ГОСТ 9965—76 допускается до 1800 мг/л), воды— 1 %.

В процессе обессоливания  из нефти в сточные воды переходят соли, некоторая часть соединений кислотного характера (жирные и нафтеновые кислоты, кислые смолы), а также соединения ванадия (на 50--70 %), мышьяка и никеля, которые частично концентрируются на поверхности глобул воды [1]. Указанные вещества входят в состав пленки и являются эмульгаторами, препятствующими слиянию капель воды. Тяжелые металлы, находящиеся в нефти, даже в небольших количествах являются ядом для катализаторов термокаталитических процессов, сокращают время их эксплуатации. Соединения ванадия, входящие в состав зольных отложений на печных змеевиках, приводят к образованию легкоплавких соединений — эвтектик — и ускоренной коррозии металла труб в расплаве. Кислотные соединения, такие, как нафтеновые кислоты, оказывают каталитическое действие на степень разложения хлорорганических соединений нефти с образованием хлороводорода в технологических средах АВТ. Поэтому обессоливание нефти и газового конденсата необходимо даже при малом содержании солей.