Нефть и ее способ переработки

Суспензия полипропилена в гептане непрерывно выгружается в дегазирующую емкость 3, в которой давление снижено до атмосферного. Здесь одновременно с выделением непрореагировавшего пропилена осуществляется разложение остатков катализатора бутанолом. Далее суспензия поступает в промыватель 4, где подвергается двукратной промывке деминерализованной водой, и после отделения воды во флорентине (на схеме не показана) — на центрифугу 5 для отделения полипропилена от гептана. Паста полимера, полученная при отжиме, подвергается сушке при 95^°С в сушилке с кипящим слоем 6 и после анализа направляется на гранулирование. Отделенный на центрифуге 5 гептан и выделенный в дегазирующей емкости 3 пропилен после очистки возвращаются в цикл. 
При производстве изотактического полипропилена получается до 6,5 % атактического полипропилена, который растворяется в гептане. Выделение атактического полипропилена из раствора осуществляется в испарителе 7 путем испарения гептана, после чего атактический полипропилен передается на гранулирование или компаундирование.

 

1.2.6. Описание процесса алкилирования

 

При помощи внутреннего  охлаждения пропаном в алкилаторе, снабженном мощной мешалкой, имеются охлаждающие трубы, в которых теплоноситель испаряется. Его пары направляют затем на холодильную установку, где они снова превращаются в жидкость. Целевой продукт процесса – алкилат, состоящйи практически нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число (90-95 по моторному методу). Октановое число основного компонента алкилата  - изооктана (2,2,4-триметилпентана) – принято, как известно, за 100.

Схема 6. Принципиальная технологическая схема установки сернокислотного

С-алкилирования

I - сырье; II - свежая кислота; III - пропан; IV - бутан; V - изобутан; VI - легкий алкилат; VII - тяжелый алкилат; VIII - раствор щелочи; IX - вода

Исходную углеводородную смесь после очистки от сернистых  соединений и обезвоживания охлаждают  испаряющимся изобутаном в холодильнике и подают пятью параллельными потоками в смесительные секции реактора-алкилатора Р.

В первую секцию вводят циркулирующую и свежую серную кислоту и жидкий изобутан.

Испарившиеся в реакторе изобутан и пропан через сепаратор-рессивер компрессором через холодильник подают в колонну-депропанизатор К-1.

Из отстойной секции алкилатора выводят продукты алкилирования, которые после нейтрализации щелочью и промывки водой направляют в колонну К-2 для отделения циркулируещего изобутана.

Нижний продукт колонны К-1 - изобутан - через кипятильник и теплообменник присоединяют к циркулирующему потоку изобутана из К-2.

Нижний продукт колонны К-2 поступает в колонну дебутанизатор К-3, а остаток К-3 — в колонну К-4 для перегонки суммарного алкилата.

С верха этой колонны  отбирают целевой продукт — легкий алкилат, а с низа — тяжелый  алкилат (компонент дизельного топлива).

 

1.2.7. Описание процесса изомеризации

Легкая прямогонная  бензиновая фракция - продукт первичной  переработки нефти, состоит главным  образом из углеводородов С5-С6 нормального или слаборазветвленного строения (невысокое октановое число).

Для повышения октанового числа фракцию 62-85 °C  подвергают процессу изомеризации.

 

 

 

 

 

 

Схема Схема 7. Установка процесса изомеризации с рециклом н-пентана

Фракция н-С5 отбирается из колонны стабилизации и направляется в виде рецикла в отпарную колонну, далее в деизопентинезатор.

После выделения с  верха колонны изо-С5, оставшийся н-С5 попадает в кубовый продукт колонны деизопентинезатора и подвергается дальнейшей конверсии в реакторе изомеризации.

Чтобы максимально использовать возможность конверсии н-С5 в изо-С5 предлагается из колонны стабилизации отбирать фракцию н-С5. Эта фракция в виде рецикла направляется в отпарную колонну, далее в деизопентинезатор  для того, чтобы после выделения с верха колонны изо-С5 оставшийся н-С5 попал в кубовый продукт колонны деизопентинезатора и подвергся дальнейшей конверсии в реакторе изомеризации. В результате такой организации процесса соотношение высокооктанового изо-С5 к низкооктановому н-С5 изменяется от 0,8 в сырье установки изомеризации до 29,4 в сырье реакторного блока.

Кубовый продукт колонны стабилизатора состоит в основном из компонентов С5, которые после смешения с изопентановой фракцией несколько снижают октановое число.

1.2.8. Описание процесса гидрокрекинга

В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилеи и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль - компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль - сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Бензиновая фракция (28,0-43,2%) - используется как компонент автомобильного и авиационного бензина; плотность р = 0,720-0,770, содержание углеводородов в %(масс.): ароматические - 20-30, непредельные - 8-15, нафтеновые - 7-15, парафиновые - 45-50.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Схема 8. Принципиальная технологическая схема установки каталитического крекинга Г-43-107

 

Гидроочищенное сырье I после предварительного подогрева в теплообменниках и печи П смешивается с рециркулятом и водяным паром VII и вводится в узел смешения с катализатором прямоточного лифт-реактора Р-1. Контактируя с регенерированным горячим цеолитсодержащим катализатором, сырье испаряется, подвергается катализу в лифт-зоне и далее поступает в зону форсированного кипящего слоя реактора Р-1. Продукты реакции отделяются от катализаторной пыли  в двухступенчатых циклонах и поступают в нижнюю часть ректификационной колонны К-1 на разделение.

Закоксованный катализатор  по наклонному катализаторопроводу  поступает в зону кипящего слоя регенератора Р-2, где осуществляется выжиг кокса в режиме полного окисления оксида углерода в диоксид.

Регенерированный катализатор  по нижнему катализаторопроводу  далее поступает в узел смешения лифт-реактора. Продукты процесса крекинга поступают на разделение в ректификационную колонну К-1. Отбор легкого и тяжелого газойля осуществляется через отпарные колонны К-2 и К-3.

Нижняя часть колонн является отстойником (скруббером) катализаторного  шлама, который возвращается в отпарную зону Р-1. Часть тяжелого газойля  подается в узел смешения лифт-реактора как рециркулят. С верха колонны выводится смесь паров бензина, воды и газов крекинга, которая после охлаждения и конденсации  разделяется в газосепараторе С-1 на газ, нестабильный бензин, направляемые в блок газофракционирования и стабилизации бензина. Водный конденсат после очистки от сернистых соединений выводится с установки.

1.2.9. Описание процесса гидроочистки

 

 

 

 

 

 

 

Схема 9. Принципиальная технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000

 

Циркулирующий ВСГ смешивается  с сырьем, смесь подогревается в сырьевых теплообменниках и трубчатой печи П-1 до температуры реакции и поступает в реактор гидроочистки Р-1.

После реактора газопродуктовая  смесь частично охлаждается в  сырьевых теплообменниках и поступает  в секцию горячей сепарации ВСГ.

ВСГ, выводимый их холодного сепаратора, после очистки моноэтаноламином в абсорбере К-2 подается на циркуляцию.

Гидрогенизаты горячего (С-1) и холодного (С-2) сепараторов смешиваются и направляются в стабилизационную колонну К-1, где подачей подогретого в П-1 ВСГ из очищенного продукта удаляются углеводородные газы и (отгон) бензин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Раздел 3

 

Характеристики  конечного продукта

 

По специальным  расчетам виды бензина и несколько  компонентов перемешиваются между  собой, и получается конечный продукт. По времени это примерно 6 часов, а со всеми необходимыми проверками — сутки. Из 1 тонны нефти после переработки всего 72% продается, остальное называется мазутом. Из 72% примерно 30% приходится на дизель, 24% — на бензин, 11% — на авиационное топливо, 8% — на газ.

 

3.1. Основные характеристики , полученные при испытании опытного образца:

 

• получение качественного моторного топлива (бензин, дизель, керосин) себестоимостью 0,04 руб. за литр. Низкая себестоимость топлива обусловлена побочными продуктами комплекса: утилизацией отходов, получаемым теплом, электроэнергией, дистиллированной водой;
• в отличие от традиционного топлива это имеет продолжительный срок хранения  не менее двух лет;
• производство топлива можно осуществлять на небольших модульных установках, что позволяет получить большую экономию на транспортных издержках по доставке моторного топлива в отдаленные регионы;
• синтетический бензин обладает лучшим качеством по сравнению с традиционным за счет того, что октановое число в нем достигается за счет большей доли циклических и разветвленных углеводородов с правильно ориентированными углеводородными связями, а не ароматических углеводородов, как в обычном бензине, что резко снижает удельный расход топлива и дает значительно меньшую тепловую нагрузку на двигатель внутреннего сгорания, существенно повышая его ресурс;
• кардинальным образом решается проблема выхлопных газов- так, например , выхлопы дизеля, работающего на таком моторном топливе , в шесть раз меньше стандарта EURO-4 по выбросам окиси углерода (СО), в четыре раза меньше по выбросам углеводородов (СН), в четыре раза меньше по выбросам твердых частиц (пресловутая сажа и копоть дизельных двигателей) и на 20% меньше по выбросам окислов азота (NOx);
• учитывая, что Россия находится в весьма холодной климатической зоне применение такого бензина кардинально решает проблему так называемого холодного запуска дизельных двигателей – дизель в штатном режиме заводиться и при минус пятидесяти градусов по Цельсию и более, поскольку полученный бензин обладает повышенными низкотемпературными свойствами;
• содержание серы в таком бензине ничтожно мало – а это имеет большое значение, так как уже существующий  российский бензин отличается повышенным содержанием серы. Таким образом, выхлоп двигателя, работающего на таком бензине, в разы безвреднее выхлопа на основе традиционного бензина, а подобное топливо может выступить серьезным конкурентом продукции западных нефтеперерабатывающих заводов на мировых рынках.

 

Раздел 4

Описание  технологического оборудования

4.1. Характеристики установки СК-700-2КН

Установка СК-700-2К(Н) входящая в состав МиниНПЗ предназначена  для разделения нефти или газового конденсата на ректификационных колоннах тарельчатого или насадочного типа с предварительным нагревом в  трубчатых печах АНУ-1.25 ВОМ и  АНУ-1400-ВОМ, с целью получения бензиновой фракции, керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Дальнейшее доведение получаемых продуктов до ГОСТовских параметров осуществляется на блоке компаундирования входящего в инфраструктуру МиниНПЗ.

Установка состоит из 2-х ректификационной колонн колпачкового (или насадочного СК-700-2КН) типа с выносной стриппинг-секцией, что позволяет улучшить качество продуктов. При использовании установки с колоннами насадочного типа производительность установки выше, чем у колпачковой на 10-15%

В колоннах применяется  острое орошение бензиновой фракцией и промежуточное орошение дизельной  фракцией, управляемые АСУ ТП, что  позволяет точно контролировать и регулировать температурный режим  работы колонн и качество продукции.

Испарение углеводородов осуществляется при нагреве сырья и промежуточных фракций до 360 С  двумя автоматизированными  нагревателями углеводородов АНУ-1400. Нагреватель, представляет собой  горизонтальную трубчатую печь, работающую на жидком или газообразном топливе. Использование 2-х печей позволяет перерабатывать широкий диапазон сырья: от тяжелой нефти до  газового конденсата.

Таблица 1 Техническая характеристика МИНИ НПЗ с комплектацией установкой СК-700-2КН

средняя производительность по сырью	7 – 8,5 м3/час
потребление пара всего НПЗ на базе БДУ-2КН	500-800 кг/час
общая установленная  мощность эл/дв	140 кВт*
расход мазута на огневой  нагрев	100-150 кг/час
количество оборотной  охлаждающей воды	40 - 50 м3/час
расход на переработку  1 тонны  сырья
- электроэнергии	20 кВт
- насыщенный пар	60-100 кг
- мазут	15-25 кг
давление в аппаратах	не более 0,07 мПа
время выхода установки  на режим	4-12 часов

4.1.1. Вид установки

Габаритные размеры установки (блоки  ректификации и рекуперации)

Длина – 9м, Ширина – 4м,  Высота – 15 м

В десяти метрах от установки должна располагаться печь АНУ 1.25ВОМ с  габаритами  Длина 6м, Ширина 1.5м, Высота трубы  9м

Рисунок 2. Изометрия вид 1 
 
 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3. Изометрия вид 2

 
 
 
4.1.2.  Описание принципиальной схемы переработки  
Сырьё (нефть, газовый конденсат) подаётся насосом из сырьевых емкостей в блок рекуперации где нагревается в теплообменных аппаратах за счёт тепла выходящей с установки продукции (бензина, дизельного топлива,  мазута). После блока рекуперации, сырьё попадает в печь Ану-1.25 ВОМ(Г) где нагревается до температуры немного выше  конца кипения  бензина. Далее сырьё попадает в бензиновый блок, где из него в ректификационной колонне  извлекаются бензиновая фракция и в выносной стриппинг секции технический керосин как продукт. Затем сырьё проходя печь трубчатую АНУ-1.25-1400ВОМ(Г) и нагреваясь в ней, попадает в дизельный блок где разделяется в ректификационной колонне на дизельную фракцию и мазут. Все продукты из блоков фракционирования поступают в блок рекуперации тепла, в котором охлаждаются, передавая своё тепло сырью, проходят блок охлаждения и затем направляются в продуктовые ёмкости.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4. Схемы переработки нефтевого сырья

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Раздел 5

Приборы технологического контроля

5.1. Аппарат для разгонки нефтепродуктов АРНС-1Э

Аппарат предназначен для  разгонки автомобильных и авиационных бензинов, авиационных топлив для турбореактивных двигателей, нефтепродуктов со специальной точкой кипения, лигроинов, уайт-спирита, керосина, газойлей, дизельных топлив, и аналогичных нефтепродуктов по методике ГОСТ 2177-82 (СТ СЭВ 758-77).  
     Аппарат обеспечивает разгонку светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении от +85 до +370°С.

 

 

Параметры рабочей среды: 
          - нефтепродукты с температурой разгонки от 35°С до 360°С; 
          - время от момента нагревания до начала кипения от 5 до 15 мин.; 
          - скорость отгона дистиллята 4 - 5 мл/мин. в диапазоне от 5 до 95% отгона.

5.2. Аппарат для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов АДП-01

 

Аппарат АДП-01 предназначен для полуавтоматического определения  давления насыщенных паров нефтепродуктов.  
     Аппарат используется для анализа нефтепродуктов в лабораториях нефтегазовых предприятий, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности.  
     Основным преимуществом аппарата АДП-01 по сравнению с отечественными аналогами является полная автоматизация процесса измерения, что значительно облегчает труд лаборанта, улучшает метрологические характеристики анализа и повышает достоверность результатов.