Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

РАЗДЕЛ IV
ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ПОПУТНОГО ГАЗА
ГЛАВА I КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
§ 1. Классификация нефтей
Нефти разнообразны по своим качествам. Это влияет на качество вырабатываемой продукции, ассортимент и технологию переработки нефти.
В настоящее время существует несколько классификаций нефтей по разным признакам.
Рассмотрим две из них, наиболее широко распространенные. I. Химическая (классификация ГрозНИИ); П. Технологическая (ГОСТ 912-66).
Классификация ГрозНИИ предлагает делить нефти на следующие шесть типов (табл. 11):
1) парафиновые;
2) парафино-нафтеновые;
3) нафтеновые;
4) парафино-нафтено-ароматические;
5) нафтено-ароматические;
6) ароматические.
Эта классификация весьма условна, так как даже в одной и той же нефти распределение углеводородов во фракциях неодинаково.
Технологическая классификация предусматривает следующие показатели, по которым оцениваются нефти:
1) содержание серы в нефти и нефтепродуктах;
2) содержание фракций, которые выкипают до 350° С;
3) содержание базовых масел и их качество;
4) содержание парафина.
Приведем принятую в СССР технологическую классификацию нефтей по ГОСТ 912—66.
По содержанию парафина (% мае.):
мэлопарафиновые............ Менее 1,5
парафиновые .............. 1,5—6
высокопарафиновые........... Более 6,0
По содержанию серы (% мае.):
малосернистые ............. Менее 0,5
сернистые................ 0,5—2,0
высокосернистые ............ Более 2,0
200
По содержанию фракций, выкипающих до 350° С, и масел Выход фракций до 350° С (% мае.):
менее 30
30-45
более 45 Содержание масел (% мае.):
менее 15
15—25
более 25
Таблица 11 Примерное распределение углеводородов по типам нефтей
Содержание
Тип нефтей парафиновые нафтеновые ароматические асфальто- твердые
углеводороды углеводороды углеводороды смолистые соединения парафины
Парафиновые Не менее _ _ Очень мало До 20% вес.
50% вес. масляные
Бензиновые фракции
фракции,
не менее
50% вес.
Парафино- Значитель- Неболь- Очень мало 2—10% вес.
нафтеновые ное коли- шое коли-
чество чество
Нафтеновые — 60% вес. Очень мало Минимум
и более
во всех
(Ъгакниях
Дарафино- Одинаковое количество Около Менее
нафгено- 10% вес. 1—1,5% вес.
ароматические
Нафтено- Только Преобладающее Около Не более
ароматические в легких количество 15—20% вес 0,3% вес
фракциях
Ароматические Преобладающее количество
§ 2. Классификация нефтепродуктов
Получаемые из нефти продукты можно разделить на следующие группы:
1) топлива;
2) нефтяные масла;
3) парафины, церезины, вазелины;
4) нефтяные битумы;
5) осветительные керосины;
6) растворители;
7) прочие нефтепродукты (кокс, сажа, консистентные смазки, нефтяные кислоты и др.).
Топлива:
ji) авиационные бензины Б-100/130, Б-95/130, Б-91/115 и Б-70: Б — бензин, в числителе приведено октановое число, в знаменателе — сортность; Б-70 — неэтилированный бензин.
б) автомобильные бензины А-66, А-72, А-76, АИ-93, А 1-98: А-автомобильный, цифры характеризуют октановые числа, И — октановое число по исследовательскому методу;
201
в) тракторные топлива (лигроины и керосины);
г) реактивные топлива Т-1, ТС-1, Т-5, Т-6, Т-7: Т — топливо, С — сернистая нефть — цифра характеризует марку топлива;
д) дизельные топлива ДА, ДЗ, ДЛ, ДС, ДТ, ДМ: Д — дизельное; А — арктическое; 3 — зимнее; Л — летнее; С — специальное; ДТ и ДМ — для тихоходных двигателей;
е) газотурбинные топлива: мазуты и газойли;
ж) котельные топлива Ф5, Ф12, 40, 100, 200, МП: Ф — флот-' ский мазут; 5 и 12 — условная вязкость при 50° С; 40, 100, 200 — топочный мазут; МП — топливо для мартеновских печей.
Нефтяные масла:
а) моторные — применяются для смазки авиационных, автомобильных и дизельных двигателей;
б) индустриальные — применяются для смазки промышленного оборудования (машин и механизмов);
в) цилиндровые — применяются для смазки золотников и цилиндров поршневых паровых машин;
г) турбинные — применяются для смазки и охлаждения подшипников паровых и водяных турбин и генераторов электрического тока;
д) компрессорные — применяются для смазки цилиндров и клапанов, для уплотнения штока компрессоров, воздуходувок и холодильных машин;
е) трансмиссионные и осевые — применяются для смазки автомобильных и тракторных трансмиссий;
ж) электроизоляционные — трансформаторные, конденсаторные и кабельные масла, которые выполняют функцию диэлектрика и теплоотводящей среды;
з) масла для гидравлических систем — применяются для гидропередач автомобилей, самолетов и высоковакуумных пароструйных насосов;
и) белые — применяются для приготовления кремов, губных помад, мазей и т. п.
Парафины, церезины, вазелин ы. Твердые товарные парафины применяют как сырье для производства синтетических жирных кислот и спиртов, которые, в свою очередь, служат основой для производства моющих веществ. Парафин используют в медицине, пищевой промышленности, производстве спичек и т. п.
Церезин (товарный) применяют при изготовлении гуталинов, в технике и др. Церезины получают из петролатумов, естественных озокеритов и из парафинов, которые выделяются из нефти при ее добыче и транспорте. Петролатум — это твердые углеводороды, которые получаются при депарафинизации смазочных масел.
Вазелин (естественный) получают из парафинистых мазутов. Искусственный вазелин •— это смесь минерального масла и парафина, а технический — смесь парафина с индустриальным *
202
маслом. Медицинский вазелин — это смесь белого церезина и парафина с парфюмерным маслом.
Нефтяные битумы получают из тяжелых остатков перегонки нефти. Применяют при изготовлении гидроизоляционных материалов, в судостроении, гидротехнике, в производстве кровельных материалов. Они являются основой для получения рубраксов, которые применяются при изготовлении резины как водостойкий материал. Но основное применение они находят в дорожном строительстве.
Осветительные керосины применяют для бытовых нужд. Качество осветительного керосина зависит от химического состава его: чем больше в нем парафиновых углеводородов, тем выше его качество.
Растворители:
а) БР-1 (БР — бензин-растворитель, применяется в резиновой промышленности);
б) уайт-спирт (применяется в лакокрасочной промышленности);
в) экстракционный бензин (применяется в процессах экстракций) и др.
Прочие нефтепродукты:
а) нефтяной кокс;
б) сажа;
в) консистентные смазки;
г) соли нафтеновых кислот (мылонафт и асидол);
д) добавки к топливам (бензол, толуол, ксилол).
Нефтяной кокс применяют в производстве электродной продукции, сажу — в резиновой промышленности, а также для изготовления карандашей, изоляционных материалов, копировальной бумаги, красок и т. п.
Консистентные смазки — густые продукты переработки нефти. Они бывают антифрикционные (смазочные), предохранительные и уплотнительные. К ним относятся солидолы, технические вазе-лины, консталины и др.
Соли нафтеновых кислот применяют в мыловарении, в текстильной промышленности при крашении для дезинфекции и в кожевенной промышленности.
Смесь бензола, толуола и ксилола применяют как добавку к бензинам с целью улучшения их качества.
ГЛАВА II
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА МОТОРНЫХ ТОПЛИВ § 1. Эксплуатационные свойства карбюраторных топлив
Основной эксплуатационной характеристикой карбюраторных топлив является их антидетонационное свойство. При нормальном сгорании рабочей смеси в цилиндрах двигателя пламя
203
распространяется со скоростью 20—30 м/с и поршень выталкивается без рывков, плавно.
В цилиндрах двигателя происходит сжатие смеси паров бензина с воздухом. При высоких температурах и давлениях нено-торые углеводороды (менее стойкие) окисляются воздухом быстрее основной массы топлива и образуют легковзрывающиеся соединения (гидроперекиси). При определенных условиях они воспламеняются (например от искры свечи), в результате происходит-преждевременный взрыв рабочей смеси (когда сжатие рабочей смеси еще не достигло требуемой величины). Такие преждевременные взрывы называются детонацией. При этом слышен сильный стук, происходят выхлопы черного дыма, резко увеличивается давление в цилиндрах двигателя, он перегревается, снижается его мощность, преждевременно изнашиваются и разрушаются его детали, увеличивается расход топлива.
Наибольшую детонацию вызывают парафиновые углеводороды нормального строения, а наименьшую — углеводороды изострое-ния и ароматические.
На силу детонации влияют химический состав топлива и топливо-воздушной смеси, конструкция двигателя и т. п.
Для повышения детонационной стойкости бензинов к ним добавляют в виде этиловой жидкости тетраэтилсвинец (ТЭС), который прерывает цепную реакцию окисления. Кроме ТЭС в состав этиловой жидкости входят растворитель, краситель и выносители (вещества, которые выносят из цилиндра двигателя окись свинца).
ТЭС сильно токсичен (ядовит). Бензины, содержащие этиловую жидкость, называются этилированными. Поэтому в настоящее время применяют менее ядовитое соединение метилцикло-пентадиенилтрикарбонилмарганец МЦТМ.
К бензинам предъявляются следующие требования.
1. Фракционный состав бензинов должен обеспечивать легкость и быстроту запуска двигателя при низких температурах, быстрый и плавный переход с небольшой частоты вращения его вала к большому, полноту испарения топлива во всасывающей системе и т. п.
2. Давление насыщенных паров бензинов должно быть не выше определенного предела, чтобы не допустить содержания в бензине особо летучих углеводородов (с целью предупреждения образования паровых пробок); при очень низком давлении затрудняется запуск двигателя.
3. При сгорании в двигателе бензины не должны вызывать детонацию.
4. С целью предупреждения неполадок в работе двигателя бензины не должны содержать окисляющихся соединений, а с целью предупреждения коррозии сернистых соединений в бензинах должно быть в минимальном количестве.
204
§ 2. Эксплуатационные свойства дизельных топлив
Для дизелей в качестве топлива применяют в основном керо-сино-газойлевые фракции нефти. Дизельное топливо вводится в цилиндр двигателя в капелъно-жидком состоянии (а не пары топлива). Процесс осуществляется так: в цилиндр засасывается воздух, сжимается поршнем до определенного давления, температура сжатого воздуха при этом повышается, после чего впрыскивается топливо. Последнее испаряется, окисляется и самовоспламеняется. Чем меньше время от начала впрыска до самовоспламенения топлива (индукционный период) и чем плавнее сгорает топливо, тем лучшего качества оно. При задержках в воспламенении появятся стуки в двигателе. В этом случае также произойдет перерасход топлива, быстрый износ деталей двигателя и т. п.
К дизельному топливу предъявляются следующие требования.
1. Дизельные топлива должны представлять собой относительно узкую фракцию с цетановым числом J не менее 40 (с целью полноты сгорания и экономичности использования).
2. Цетановые числа дизельных топлив должны быть относительно высокими.
3. Температура застывания дизельных топлив должна быть ниже температуры воздуха в зимнее время (влияет на проте-каемость запуск без подогрева); при этом не должен выделяться парафин.
4. Вязкость дизельных топлив должна быть умеренной (влияет на распыление и смесеобразование, а также топливо выполняет одновременно функции смазки и уплотнения).
5. Содержание серы должно быть минимальным (не вызывать коррозии).
6. При эксплуатации двигателя не должны образовываться нагары и отложения.
§ 3. Эксплуатационные свойства реактивных топлив
Реактивные топлива представляют собой лигроино-керосино-вые фракции нефтей, а иногда в их состав могут входить и бензиновые фракции.
Желательными углеводородами, входящими в состав реактивных топлив, являются парафиновые и нафтеновые, в ограниченном количестве — ароматические (имеют низкую теплотворную способность).
Реактивные топлива должны иметь хорошую прокачиваемость при высоких и низких температурах (от —50° С до +250° С); полностью испаряться и воспламеняться; полно, с высокой скоростью и устойчиво сгорать без образования нагаров; иметь высокую теплоту сгорания (100—20Q млн. ккал/ч); не вызывать
1 Цетановое число характеризует быстроту самовоспламенения и плавность горения топлива.
205
коррозии деталей топливной системы. Температура возможного нагрева топлива в полете должна быть ниже их температуры кипения.
Этим требованиям отвечают авиационные керосины.
К реактивным топливам требуется иногда добавлять присадки, предотвращающие осадко- и смолообразование (в сверхзвуковых самолетах).
§ 4. Эксплуатационные свойства нефтяных масел
С точки зрения химического состава они представляют собой смеси парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов с примесью аефальто-смолистых соединений.
Основными требованиями к качеству моторных масел (авиационных, автомобильных и дизельных) являются:
1) стабильность масел к окислению;
2) изменение вязкости при различных температурах должно быть таким, чтобы обеспечить легкость запуска двигателя и надлежащую смазку его узлов при работе;
3) низкая температура застывания;
4) хорошие антикоррозионные свойства.
От индустриальных масел требуется, чтобы они сохраняли подвижность при разных температурах, не имели кислот и щелочей, имели противозадирные и противокоррозионные свойства.
Цилиндровые масла должны иметь малую испаряемость, высокую вязкость, небольшое образование нагаров.
Турбинные масла должны быть стабильны к окислению, хорошо отделяться от воды (в случае попадания ее в систему смазки), соответствующую вязкость и температуру застывания не выше (-10) (-15° С).
Основное требование, предъявляемое к компрессорным маслам, — стабильность к окислению и низкая температура застывания. Вязкость нормируется в зависимости от типа компрессора или холодильной машины.
Трансмиссионные масла должны обладать противозадирными свойствами, соответствующей вязкостью и содержание серы должно быть не выше 0,9—1,5 вес. %.
Электроизоляционные масла должны иметь высокие диэлектрические свойства, высокую химическую стабильность, низкую температуру застывания, обладать хорошими противокоррозионными свойствами. Эти масла не должны содержать аефальто-смолистых соединений.
Масла для гидравлических систем должны иметь свойства антифрикционной жидкости, низкую температуру застывания, высокую стабильность против окисления и противокоррозионные свойства.
Белые масла должны быть бесцветными, не иметь запаха и вкуса, иметь низкую температуру застывания.
206
Таким образом, важнейшими эксплуатационными свойствами масел являются устойчивость их к окислению, вязкость масел и ее изменение с температурой и подвижность масел при низких температурах. Все эти свойства зависят от химического состава масел, содержания в них определенной структуры углеводородов, тщательности подбора сырья, оптимального химического состава и процесса очистки масел.
В процессе работы масла изменяют свои свойства. В результате их окисления получаются продукты конденсации, которые увеличивают вязкость масел и их коксуемость. На смазываемых поверхностях образуется нагар. Другие продукты окисления (органические кислоты) вызывают коррозию металлов. Кроме того, в результате окисления на горячих деталях образуются липкие отложения, которые впоследствии дают лакообразные вещества, что приводит к преждевременному износу цилиндро-поршневой части двигателя.
Легко окисляются непредельные соединения и смолистые вещества.
При использовании масел в условиях низких температур важно, чтобы вязкость их не повышалась резко, в противном случае масло может загустеть настолько, что практически становится неподвижным. С повышением вязкости увеличивается износ двигателя.
Высококачественные масла из легких нефтей получаются значительно лучшими, чем из тяжелых нефтей. Все это определяет экономику процесса производства масел.
С целью улучшения эксплуатационных свойств нефтяных масел к ним добавляют присадки.
Для предотвращения окисления масла в процессе эксплуатации необходимо применение антиокислительных присадок, которые уменьшают процессы окисления. Но так как окисление вызывает коррозию, то необходимо вводить и антикоррозионную присадку.
Применение вязкостных присадок позволяет получить масла для любых климатических условий и т. д.
Присадки к маслам бывают:
1) антиокислительные (ионол и ДФ-11);
2) вязкостные (полиизобутилен, полиметакрилаты)— повышают вязкость и улучшают вязкостно-температурные свойства масел;
3) депрессорные, понижающие температуру застывания масла (депрессатор АзНИИ);
4) детергентно-диспергирующие, предотвращающие выпадание осадков на деталях двигателя (феноляты, сульфонаты);
5) противокоррозионные, уменьшающие коррозионную агрессивность масел (фенольные соединения, нафтенаты алюминия, хрома и др.);
6) противозадирные и противоизносные (растительные масла, сера, хлор, хлорированный парафин и др.);
207
7) антиржавейные (МНИ-5, МНИ-7), предохраняют деталь от ржавления;
8) антипенные (ПМС-200А), предотвращают ценообразование у маслах во время их работы.
Присадки, улучшающие одновременно несколько свойств масел, называются многофункциональными.
ГЛАВА III ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ
Первичная подготовка нефти к переработке осуществляется на объектах добычи нефти. Она заключается в дегазации, стабилизации, обезвоживании и обессоливании нефти. Сущность этих процессов описана в разделе III «Сбор, хранение и транспорт нефти и попутного газа».
§ 1. Основы процесса перегонки нефти
Первичная перегонка — это разделение нефти на фракции путем нагрева ее до кипения с целью перевода части содержащихся в ней углеводородов в парообразное состояние, т. е. с целью испарения их с последующей конденсацией.
При нагреве нефти из нее в первую очередь испаряются самые легкие углеводороды, по мере выделения которых относительное количество более тяжелых углеводородов увеличивается.
При перегонке выделяющиеся из нефти пары состоят из смеси углеводородов, температуры кипения которых близки. Фракции, кипящие при низких температурах (низкокипящие), называются легкими, а при высоких температурах (высококипящие) — тяжелыми. Началом кипения фракции считается температура падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считается температура, при которой испарение фракции прекращается. После перегонки получаем дистиллят и остаток.
Но одним только испарением нельзя добиться четкого разделения фаз на узкие фракции. При нагревании смеси растворимых друг в друге веществ (какой является нефть) в паровую фазу переходят не только молекулы легких компонентов, но и часть молекул более тяжелого компонента. Часть молекул легкого компонента может быть растворенной в остатке. Поэтому для разделения жидких неоднородных смесей на практически узкие фракции, которые различаются по температуре кипения, в процессе перегонки нефти применяют ректификацию.
Сущность ректификации заключается в том, что между восходящим потоком паров и стекающей вниз жидкостью (флегмой) происходит тепло- и массообмен. В результате этого пары обогащаются низко кипящими, а жидкость — высококипящими компонентами. Если контактов между жидкостью и парами вполне достаточно, то пары будут состоять в основном из низкокипящих, а жидкость —
208
бензин
из высококипящих компонентов. Ректификация осуществляется в ректификационных колоннах. Процессы перегонки и ректификации основаны на газовых законах.
Принципиальная схема установки для перегонки нефти следующая (рис. 109). Нефть насосом 1 подается через теплообменники 2 в печь 3. В теплообменниках она частично подогревается, а в печи нагревается до заданной температуры, благодаря чему частично превращается в пар. Пары нефти вместе с неиспарившейся частью попадают в нижнюю часть ректификационной колонны 4. В колонне паровая фаза отделяется от жидкой и направляется вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Таким образом, обе фазы поддаются ректификации.
Ректификационная колонна — это стальной цилиндр, внутри которого установлено много перегородок с отверстиями, называемых тарелками. Для ректификации в нижнюю часть колонны вводят тепло (в виде водяного пара или испаряющегося агента). Верхняя ее часть Сй'/}ая/ охлаждается путем холодного орошения бензином;
В колонне отделяются все фракции: в верхней
части — наиболее легкие (бензиновые), ниже — более тяжелые (лигроин, керосин, газойль), внизу — остаток в виде мазута. Наиболее легкие после конденсации в конденсаторе-холодильнике 5 частично возвращаются в колонну для орошения, а остальная часть направляется в резервуары.
§ 2. Основные варианты первичной переработки нефти
Различают следующие варианты первичной переработки нефти:
а) с однократным испарением;
б) с многократным испарением;
в) с предварительным испарением;
г) с перегонкой в вакууме;
д) со специальной ректификацией.
При однократном испарении нефть нагревают до определенной температуры, и образовавшиеся пары в сепараторе отбираются от жидкости за один прием, а затем уже разделяются на отдельные фракции. При многократном испарении нефть нагревается до температуры, позволяющей отогнать легкую фракцию, затем оставшуюся смесь нагревают до более высокой температуры и отгоняют более
14 Заказ 693 209
Рис. 109. Принципиальная схема установки для перегонки нефти
тяжелую фракцию, а затем из остатка перегонки отгоняют тяжелые фракции.
При переработке с предварительным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают легкие фракции, которые направляются во вторую ступень подогрева и испарения. Туда же поступает отбензиненная жидкость после предварительного подогрева.
Температура перегонки нефти — не более 370—400° С. При более высокой температуре начинается процесс разложения углеводородов — крекинг, что нежелательно и приводит к снижению качества нефтепродуктов. Но некоторые углеводороды выкипают при температурах 400—500° С. Чтобы они выкипали при невысоких температурах, применяют перегонку под вакуумом. В результате температура кипения углеводородов понижается. Например, при перегонке нефти при атмосферном давлении получают остаток в виде мазута, который подвергается перегонке под вакуумом. Остатком от перегонки мазута будет гудрон. Перегонку можно вести до мазута или до гудрона, все зависит от того, какую продукцию должен выпускать завод.
Если из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (бензол, толуол, ксилол), то применяют перегонку со специальной ректификацией (экстрактивную или азеотропную). Сущность ее заключается в том, что в систему вводят постороннее вещество, которое увеличивает разницу в летучести разделяемых углеводородов. Если это вещество (например, фенол, анилин или др.) менее летучее, чем исходные углеводороды, то его вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу с остатком. Этот процесс называется экстрактивной ректификацией, а вещество — растворителем. Если же это вещество (например метиловый или этиловый спирты) более летучее, чем исходные углеводороды, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем, а выводят с парами продукта. Этот процесс называется азеотропной ректификацией, а вещество — уводителем.
§ 3. Типы трубчатых установок для перегонки нефти
Для перегонки нефти применяют следующие типы установок.
1. Атмосферные (AT), когда процесс осуществляется под атмосферным давлением в ректификационной колонне. В данном случае из сырой нефти получают светлые дистилляты — бензиновый керосиновый, дизельный. Остатком является мазут.
2. Вакуумные (ВТ), когда процесс осуществляется под вакуумом с целью получения высококипящих нефтяных фракций. В данном случае мазут подвергают вакуумной перегонке и получают масляные фракции. Остатком является гудрон.
3. Атмосферно-вакуумные (АВТ), когда атмосферные и вакуумные установки объединены в общую технологическую схему переработки,
210
4. Комбинированные атмосферные (КАТ) и комбинированные атмосферно-вакуумные (КАВТ), когда установки электрообес-соливания и электрообезвоживания объединены с AT или с АВТ в единую технологическую схему.
Принципиальная схема АВТ следующая (рис. 110). Нефть перекачивается насосом 2 через теплообменник 3, электродегидра-торы 5 и через холодильник-конденсатор 10 поступает в теплообменники 12. Здесь она нагревается и через печь 1 атмосферной части поступает в ректификационную колонну 4. В колонне выделяются бензин, керосин, дизельное топливо. Верхний продукт
гя
/уаран
Рис. 110. Принципиальная схема АВТ
ректификационной колонны 4 конденсируется в холодильнике-конденсаторе 6, а затем поступает в емкость 7. Часть его из емкости 7 насосом 8 подается на орошение. В нижней части колонны 4 находится остаток, который насосом 14 через печь 9 вакуумной части поступает в вакуумную колонну 11. Из нижней части выпарной колонны 11 насосом 13 откачивается гудрон.
Принципиальная схема комбинированной атмосферной установки (КАТ) приведена на рис. 111. Установка включает следующие блоки: атмосферной перегонки нефти, стабилизации и щелочной очистки компонентов светлых нефтепродуктов, электро-обессоливания и электрообезвоживания.
Комбинированная атмосферно-вакуумная установка КАВТ (рис. 112), кроме указанных блоков, включает блок вакуумной перегонки и в некоторых случаях блок вторичной перегонки широкой бензиновой фракции (вторичная перегонка проводится с целью получения индивидуальных углеводородов). Строительство таких установок по сравнению с другими установками экономичнее.
14*
211
Стижеч-ные 1азы
Рис. 111. Принципиальная схема комбинированной атмосферной установки
(ЭЛОУ-АТ):
1 — насосы; 2 и з — теплообменники; 4 — электродегидраторы; 5 — первая ректификационная колонна; в — холодильники; 7 — газосепаратор-водоотделитель; в — стабилизатор; 9 —основная ректификационная колонна; 10 —отпарная колонна; 11 — очистные отстойники
2 3
г> 5 / (-. 6 S •7 7 С Г\ 9 9 С* г 0 7 гА

с } q ^ At ш ? ]ве
/ п 1 п \ п i 1 1
у "
Цепебые продукты
Рис. 112. Принципиальная схема комбинированной атмосферно-вакуумной
установки:
1 — насосы; 2 — теплообменник; з — электродегидратор; 4 — емкость; s — первая ректификационная колонна; 6 — основная ректификационная колонна; 7 — отпарные колонны; 8 — стабилизатор; э — абсорбер; 10 — вакуумная колонна; 11 — фракционирующие колонны; 12 — печи; ВБ — вакуумный блок; АВ — атмосферный блок; БВПБ — блок вторичной перегонки бензина
Основная аппаратура и оборудование установок:
1) ректификационные колонны, вакуумные колонны, испарителя, отпарные колонны, стабилизаторы, абсорберы, колонны вторичной перегонки бензина;
2) теплообменники, конденсаторы, холодильники;
3) трубчатые печи,
4) вакуумсоздающая аппаратура;
5) насосы, компрессоры, газосепараторы, водоотделители, отстойники и т. п.;
6) средства контроля и автоматики.
Ассортимент нефтепродуктов атмосферных и атмосферно-вакуумных установок
Ассортимент продуктов переработки нефти чрезвычайно широк и разнообразен. На атмосферных и атмосферно-вакуумных установках получают такие продукты:
1) бензиновую фракцию (30—180° С) — компонент авиационных и автомобильных бензинов и сырье для получения бензола, ксилола, толуола;
2) керосиновую фракцию (120—315° С) — компонент тракторных и реактивных топлив и средство освещения;
3) дизельную фракцию (180—350° С), используемую как дизельное топливо (атмосферный газойль);
4) мазут (выше 350° С), используемый как котельное топливо и сырье для крекинга;
5) масляные дистилляты (300—500° С), являющиеся компонентами большинства нефтяных масел (вакуумный дистиллят называют вакуумным газойлем);
6) гудрон (выше 500° С), используемый как сырье для крекинга, коксования, производства битума и высоковязких масел;
7) сжиженный пропан-бутановый газ.
§ 4. Основные технико-экономические показатели атмосферно-вакуумных установок
Основные показатели, по которым судят об эффективности работы установки, следующие:
1) производительность установки;
2) время межремонтного периода;
3) глубина отбора целевых фракций;
4) качество получаемой продукции;
5) расход топлива, пара, воды, электроэнергии и реагентов;
6) себестоимость выпускаемой продукции;
7) производственные потери (испарение нефти и нефтепродуктов, утечки через горячие поверхности аппаратов, оборудования и коммуникации, смешение с другими продуктами на отдельных технологических узлах, попадание нефтепродуктов в производ-
213
ственные стоки, тепловые потери в результате плохой теплоизоляции и др.).
Технологические потери (не тепловые) могут быть значительные. Так, для установки производительностью 7,5 млн. т/год они составляют 112,5 тыс. т /год.
Существуют следующие нормы потерь (в % вес. на нефть);
Атмосферная трубчатая установка.......... 0,5
Атмосферно-вакуумная трубчатая установка..... 0,7
Комбинированная АВТ с электрообессоливанием . . 1,0
Электрообессоливание................ 1,0
Вторичная перегонка бензина............ 0,7
Комбинированная АВТ со вторичной перегонкой бензина....................... 0,75
Для сокращения потерь тепла, сохранения необходимой температуры продукта, интенсификации технологических процессов, обеспечения санитарно-гигиенических и безопасных условий труда, уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения необходимо применять тепловую изоляцию поверхности аппаратуры и коммуникации (согласно нормам МСН 156-67 ММСС СССР).
ГЛАВА IV
ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ДЕСТРУКТИВНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ
При атмосферной и вакуумной перегонке нефтепродукты получают физическим разделением на фракции, которые отличаются температурой кипения.
Термические процессы переработки нефти представляют собой химические процессы получения нефтепродуктов под действием высокой температуры.
Различают следующие основные разновидности термических процессов переработки нефти:
1) термический крекинг нефтяного сырья под высоким давлением;
2) коксование или термический крекинг нефтяных остатков при низком давлении;
3) пиролиз или высокотемпературный термический крекинг под низким давлением жидкого и газообразного нефтяного сырья.
Эти разновидности термических процессов часто называют деструктивной переработкой нефти.
§ 1. Термический крекинг под высоким давлением
Термический крекинг под высоким давлением — это распад органических соединений нефти под влиянием высоких температуры и давления (t = 470—540° С; р = 20—70 кгс/см2). Сырьем в этом случае являются низкооктановый бензин первичной пе-
214
регоики, керосиновая и дизельная дистиллятные фракции, мазуты первичной перегонки, масляные гудроны и др. В результате крекинга получают крекинг-бензин, крекинг-керосин, товарный топочный мазут и крекинг-газ.
На процесс термического крекинга влияют температура и продолжительность процесса. От температуры зависит скорость реакций крекинга и фазовое состояние сырья и продуктов крекинга (паровая фаза—жидкая фаза). При определенных условиях с увеличением температуры уменьшается продолжительность процесса и наоборот. Эти два фактора, в свою очередь, также влияют на выход и качество продуктов термического крекинга. Давление влияет на температуру кипения, на направление и скорость реакции, а значит, и на относительный объем жидкой фазы.
При термическом крекинге возможно нежелательное явление — коксообразование и газообразование, что не позволяет достичь максимального выхода бензина.
Принципиальная схема установки термического крекинга под высоким давлением
Схема установки термического крекинга зависит от перерабатываемого сырья (бензино-лигроиновые фракции, керосино-газой-левые фракции, мазуты или гудроны). Но общим для всех установок является следующее:
1) наличие трубчатой печи для подогрева сырья с целью испарения и с целью проведения в них реакций;
2) наличие специальных реакционных аппаратов, в которых сырье выдерживается определенное время при температуре реакции;
3) возврат промежуточных фракций на крекинг после предварительного смешивания их со свежим сырьем, что называется крекингом с рециркуляцией.
При пуске установки в печь крекинга поступает сначала только свежее сырье, а затем к нему добавляется рециркулят.
Принципиальная технологическая схема термического крекинга тяжелого сырья показана на рис. ИЗ. Насос 1 подает мазут или гудрон из резервуаров установки через теплообменники 2 и 3 в ректификационную колонну 8 и в испаритель низкого давления 15, Ректификационная колонна крекинг-установок отличается от колонны первичной перегонки нефти высоким давлением и отсутствием тарелок, расположенных ниже ввода сырья.
Испаритель низкого давления 15 имеет ректификационные тарелки. В этом испарителе 15 сырье обогащается газойлевыми фракциями, после чего насосом 14 подается в колонну 8. Остаток сырья из испарителя 15 откачивается насосом 16. Насос 12 забирает смесь сырья и тяжелого рециркулята с низа этой колонны и подает в печь 4 (печь тяжелого сырья). Ректификационная колонна 8
разделена на две части таким образом, что пары из нижней части могут переходить в верхнюю, а жидкость с верхней части в нижнюю поступать не может. Поэтому насос 13 забирает газойлевые фракции, сконденсировавшиеся на разделительной тарелке колонны 8, и подает на крекинг в печь легкого сырья 5.
Из печей 4 и 5 продукты крекинга поступают в реакционную выносную камеру 6, которая представляет собой цилиндрический
Газ
СтиНиль-
Керосина -газайлеВая ' фракция
Головка.
стабилизации
Рис. 113. Принципиальная технологическая схема термического крекинга
тяжелого сырья
полый аппарат, рассчитанный на высокое давление и предназначенный для использования тепла печей с целью углубления крекинга. Из камеры 6 продукты попадают в испаритель высокого давления 7, в котором крекинг-остаток отделяется от парообразных продуктов. Затем продукт самотеком поступает в испаритель низкого давления 15. Здесь за счет снижения давления выделяются пары газойлевой фракции.
Испаритель 15 служит для выделения легких фракций. Он тоже разделен на две части разделительной тарелкой (как и колонна 8). Пары газойлевой фракции из нижней части через разделительную тарелку попадают в верхнюю часть, где контакти-руются с жидким сырьем и частично конденсируются. Несконденсированные пары уходят с испарителя через конденсатор-холодильник 17, собираются в емкости 18, откуда попадают в товарный парк и частично насосом 19 расходуются на орошение испарителя 15.
Пары из испарителя 7 поступают в колонну S, где осуществляется их разделение; бензиновые фракции и газ охлажда-
216
в конденсаторе-холодильнике 9 и разделяются в газосепараторе 10 на газ и жидкую бензиновую фракцию. Газ из газосе-даратора 10 поступает на газофракционную установку, а бея-зия — на стабилизацию, т. е. удаление легких углеводородов (этан, пропан, этилен, пропилен и т. д.), часть его насосом 11 подается на орошение колонны 8. Нестабильный бензин через теплообменник 20 подается в стабилизационную колонну 21.
Пары легких углеводородов конденсируются в холодильнике конденсаторе 22. В емкости 23 конденсат отделяется от несконденсировавшегося газа и оба направляются на ГФУ. Насосом 24 часть продукта из емкости 23 подается на орошение колонны 21. И газ, и конденсат называют головкой стабилизации.
Для крекинга легких фракций применяют однопечные схемы. Таким образом, основная апаратура состоит из трубчатых печей; реакционных камер; испарителей; ректификационных колонн; аппаратуры контроля и автоматизации.
Качество продуктов и технико-экономические показатели установки термического крекинга под высоким давлением
Продукты термического крекинга под высоким давлением характеризуются следующими данными:
1. Крекинг-газ состоит из предельных (метана, этана, пропана, изобутана, бутана) и непредельных (этилена, пропилена, бутилена) углеводородов, водорода и сероводорода. После разделения используется как топливо и сырье дальнейшей переработки.
2. Крекинг-бензин содержит много непредельных и ароматических углеводородов, поэтому октановые числа их выше, чем бензинов первичной перегонки, но бензины термического крекинга обладают низкой химической стабильностью (имеют склонность к нагарообразованшо в двигателях). Для уменьшения окисления необходимо вводить специальные присадки и проводить очистку от сероводорода.
3. Крекинг-керосин перегоняется в интервале 200—350° С. После очистки служит компонентом дизельного топлива и флотского мазута.
4. Крекинг-остаток перегоняется при температуре выше 350° С. Качество его выше, чем мазута первичной перегонки, так как он имеет пониженную вязкость и высокую теплоту сгорания. Он используется как товарный топочный мазут или является сырьем для дальнейшей переработки.
Об эффективности работы установки наряду с учетом качества целевых продуктов можно судить по следующим показателям:
1) производительности установки;
2) энергетическим затратам (удельному расходу топлива, электроэнергии, пара и т. п.);
217
3) продолжительности рабочего пробега;
4) себестоимости выпускаемой продукции;
5) производственным потерям.
§ 2. Коксование (или термический крекинг нефтяных остатков при низком давлении)
При термическом крекинге возможно образование кокса, что нежелательно, так как при этом уменьшается выход светлых нефтепродуктов. Но если процесс получения кокса считают главной задачей, а не побочной, то процесс деструктивной переработки называется коксованием.
Коксование — это термический крекинг тяжелых нефтяных остатков, проводимый с целью получения нефтяного кокса (при давлении 1—4 кгс/см2 и температуре 450—550° С) или увеличения выхода светлых нефтепродуктов.
Сырьем для коксования являются тяжелые нефтяные остатки: мазуты и гудроны первичной перегонки нефти, крекинг-остатки, асфальты установок очистки масляного производства, смолы пиролиза и др. От состава сырья. его качества и условий проведения процесса зависят выход к качество получаемых продуктов.. В результате коксования получают товарный нефтяной кокс, газ, бензин и керосино-газойлевые фракции (дистилляты коксования). Наивысший выход кокса получают при условии содержания в исходном сырье наибольшего количества асфальто-смолистых соединений.
Газ, получаемый при коксовании, по составу аналогичен крекинг-газу.
Бензин коксования недостаточно химически стабильный. Входит в состав автобензинов А-66 и А-72.
Керосино-газойлевые фракции входят в состав дизельных и тракторных топлив и являются сырьем для каталитического крекинга.
Нефтяной кокс используется в алюминиевой промышленности, в производстве графитированных электродов, при плавке никелевых руд, в производстве ферросплавов и т. п.
Нефтяные коксы по содержанию серы делятся на: малосернистые (до 1,5% серы), сернистые (1,5—4% серы); высокосернистые (больше 4% серы).
Способы коксования
Различают следующие способы коксования: периодический, полунепрерывный и непрерывный.
Периодический способ коксования заключается в том, что коксование проводится в специальных аппаратах, называемых кубами. Сырье загружается в куб, и постепенно подогревают его снизу открытым огнем. При температуре 300° С начинается выделение дистиллятных паров, которое увеличива-
218
ется Д° определенной температуры (например 500° С), после чего температура в паровой зоне уменьшается. Это свидетельствует о том, что выделение паров кончилось и образовался К0кс. Куб продолжают подогревать для подсушки и прокалки кокса (удаление летучих) в течение 2—3 ч. После этого начинают охлаждать куб, для чего сначала подают водяной пар, а затем воздух. При температуре кокса 150—250° С кокс выгружают.
Периодический способ требует значительных затрат ручного труда, расхода металла и топлива, но при этом получают кокс наиболее высокого качества, со сниженным содержанием летучих.
Полунепрерывный способ коксования иначе называют замедленным коксованием. Процесс этот проводится в специальных аппаратах, называемых коксовыми камерами, которые представляют собой пустотелые цилиндры, рассчитанные на невысокое давление (до 4 кгс/см2). Сущность способа: сырье коксования нагревают в печи до 500° С и направляют в коксовую камеру. Здесь сырье находится длительное время и за счет тепла, полученного в печи, коксуется. Из верхней части коксовой камеры уходят легкие дистилляты, в нижней части образуется кокс. После того как камера заполнится на 30—90% коксом, сырье из печи направляется в другую камеру, а из первой выгружается кокс. Таким образом, при данном способе коксования подача сырья непрерывная, а выгрузка кокса периодическая.
Непрерывный способ коксования заключается в следующем: нагретое сырье вступает в контакт с подвижным теплоносителем и коксуется на его поверхности. Образовавшийся кокс вместе с теплоносителем выводится из зоны реакции в регенератор, где часть кокса выжигается. За счет тепла выжигания теплоноситель (кокс) подогревается и возвращается в зону реакции. Кокс может быть крупногранулированным или порошкообразным. Если кокс порошкообразный, коксование происходит в кипящем слое теплоносителя. Здесь выход кокса происходит в меньших количествах. В практике этот процесс называют термоконтактным крекингом (ТКК). Теплоноситель перемещается при помощи пневмотранспорта.
Наиболее распространен способ замедленного коксования.
Принципиальная схема процесса замедленного коксования.
Процесс замедленного коксования заключается в следующем. Насос забирает сырье коксования и через две печи подает в ректификационную колонну (конструкция этой колонны аналогична конструкции колонны, используемой при термическом крекинге под высоким давлением). Сюда же подаются горячие пары (430° С) продуктов коксования из реакционных камер. За счет тепла паров и контакта сырье подогревается. Пары частично конденсируются и сконденсированные вместе с первичным сырьем с низа ректи-
219
фикационной колонны поступают в печи. В печах сырье подогревается до температуры начала коксования (500—510° С), а затем поступает в реакционные камеры. Сырье из второй печи может подаваться в первую или во вторую реакционную камеру, а из первой печи — в третью реакционную камеру (или в четвертую)
В реакционных камерах образуются кокс и другие продукты реакции.
Стенки камеры разогреваются за счет тепла подаваемого горячего сырья. Испарение преобладает над крекингом, с верха камеры уходят дистилляты не подвергшихся разложению легких фракций сырья. В низу камеры собирается тяжелая жидкая масса. Продолжительность этого периода зависит от качества сырья и температуры его подогрева (от 2 до 9 ч). При дальнейшей работе подаваемое в камеру сырье проходит через все более высокий слой жидкости, в котором происходят реакции. Вязкость жидкого остатка постепенно повышается, в нем накапливаются твердые углеводородистые вещества, и этот остаток постепенно превращается в кокс.
Когда камера заполнится на 80% коксом, сырье направляют в другую камеру. В этот период коксообразование замедляется. Отключенную камеру продувают водяным паром для удаления жидких продуктов и нефтяных паров, которые сначала направляются в ректификационную колонну, а затем в четвертую емкость.
Охлаждение ьокса водяным паром осуществляется до 200° С. В камеру подают воду до тех пор, пока она не появится в сливной трубе четвертой емкости (значит, испарение воды прекратилось). Затем кокс выгружают из камеры, спрессовывают ее и прогревают острым водяным паром, а через некоторое время — горячими парами продуктов коксования, поступающими из работающей камеры. Отсюда пары поступают в ректификационную колонну.
Когда камера прогреется до 360° С, в работающей камере заканчивается образование кокса
Другие продукты коксования образуются следующим образом. Из реакционных камер продукты реакции попадают в ректификационную колонну, в верхней части которой происходит разделение их на фракции. Бензиновые пары и газ уходят с верха колонны, а керосин и газойлевые фракции — с соответствующих секций колонны. Пары бензина и газ охлаждаются, частично конденсируются в первом конденсаторе-холодильнике, а затем конденсат отделяется от газа в первом газосепараторе. Здесь происходит сепарация воды, которая сбрасывается во вторую емкость и затем используется для получения водяного пара.
Бензиновая фракция и газ направляются в первый абсорбер. Здесь из жидкого газа выделяются бензиновые фракции, а из бензина выделяется этан.
220
Абсорбент (стабильный бензин) подается в верхнюю часть абсорбера, а с низа бензин через теплообменник подается в стабилизатор. Здесь происходит дебутанизация бензина. Пропан-бутановая фракция выводится с верха стабилизатора, а с низа — стабильный бензин, который охлаждается в теплообменнике и холодильнике, очищается от серы и с антиокислительным ингибитором выводится из установки.
Газ из первого абсорбера направляется во второй, где осушается и выводится в общую топливную сеть завода. Абсорбент возвращается в ректификационную колонну для отпарки поглощенных углеводородов.
Технико-экономические показатели различных способов коксования
Технико-экономические показатели коксования аналогичны показателям термического крекинга, проводимого под высоким давлением.
Однако выбор способа коксования зависит от получения целевых продуктов. Периодический способ коксования устарел. Если сравнивать способ замедленного коксования и в кипящем слое, то по экономическим показателям они примерно одинаковые, но первый дает больший выход кокса, а второй — больший выход светлых нефтепродуктов.
§ 3. Пиролиз или высокотемпературный крекинг под низким давлением
Пиролиз — термический крекинг, проводимый при температуре 750—900° С и давлении, близком к атмосферному, с целью получения сырья для химической промышленности.
Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах (природных, попутных стабилизационных установок), бензины первичной перегонки, лигроиновая фракция, керосины термического крекинга, керосино-газойлевая фракция и т. п.
Таким образом, пиролизу может подвергаться жидкое и газообразное нефтяное сырье. При пиролизе газообразных углеводородов температура процесса выше, чем при пиролизе жидкого сырья. Выбор сырья определяется целевым продуктом пиролиза.
В результате пиролиза получают пиролизный газ и смолы пиролиза (жидкие продукты). Состав пиролизного газа зависит от условий пиролиза (температуры, времени контакта, качества сырья). Пиролиз может проводиться в направлении получения этилена, пропилена, бутадиена или ацетилена. Этилен является ценным сырьем для производства этилового спирта, каучука и других химических соединений.
221
Из смол пиролиза получают бензол, толуол, ксилол, нафталин и другие ароматические углеводороды. Наибольший выход этилена получают при пиролизе парафинистого сырья, наименьший — нафтенового, но при пиролизе нафтенового сырья получают максимальный выход ароматики.
Принципиальная схема установки пиролиза жидкого нефтяного сырья
Цель пиролиза — получение газа с высоким содержанием этилена. t j|
Насос 1 (рис. 114) через теплообменники 2 подает сырье в печь 3, где нагревается до температуры 450° С. Затем сырье направляется в испаритель 4, ъ котором тяжелый жидкий остаток
Рис. 114. Принципиальная схема установки пиролиза жидкого нефтяного
сырья:
Г, 12; 13; 15 — насосы; 2 — теплообменники; а и 6 — печи; 4 — испаритель; S — кап-леотбойник; 7 — гидравлик; 8 и 14 — холодильники; 9 — ректификационная колонна; 20 — холодильник-конденсатор; 11 — газосепаратор
отделяется от паров, и отводится в резервуар, а пары через каплеотбойник 5 направляются в печь 6, где нагреваются до определенной температуры. Продукты пиролиза, выходя из печи, быстро охлаждаются и поступают в гидравлик 7. Прры из гидравлика направляются в ректификационную колонну 9, с верха которой отводится пиролизный газ и легкое масло, а с нижней частя — смоляные остатки. С низа гидравлика 7 выводится гидра-вличная смола.
Пары легкого масла и пирогаза поступают в конденсатор-холодильник 10, а затем в газосепаратор 11. Из газосепаратора газ идет на промывку в абсорбер и далее на установку по разде-
222
лению, где получают этилен. Легкое масло содержит ароматические углеводороды.
Из смол получают сырье для коксования.
Различают разные способы пиролиза, но пока отсутствуют рекомендации по их применению.
ГЛАВА V
КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ И КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ
Процесс расщепления нефтяных фракций при высоких температурах (440—500° С) и невысоких давлениях (до 1,5 кгс/см2) в присутствии алюмосиликатных катализаторов называется каталитическим крекингом. Сырьем крекинга чаще всего являются газойлевые фракции (атмосферной и вакуумной перегонки), иногда — продукты термического крекинга (керосино-газойлевые фракции) и коксования мазутов и гудронов. В процессе каталитического крекинга получают газ, бензин, легкий газойль, тяжелый газойль и кокс. Качество этих продуктов зависит от качества исходного сырья, применяемого катализатора, технологической схемы и параметров процесса.
Газ крекинга представляет собой смесь углеводородов — метана, этана, этилена, пропана, бутана, бутилена, водорода и сероводорода. В небольших количествах присутствуют окись и двуокись углерода, азот, сернистый ангидрид и пары воды. Если в составе установок имеется блок сжатия и фракционирования, то из газа крекинга получает сухой газ, пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции. Если в газе термического крекинга преобладает этан-этиленовая фракция, то в газе каталитического крекинга — пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции.
Бензин — смесь углеводородов, выкипающих от 35 до 185° С, используют для приготовления товарных бензинов А-72, А-76, АИ-93, АИ-98.
Он является целевым продуктом крекинга.
Легкий газойль — смесь углеводородов, образующихся при крекинге, и непрореагировавшей части сырья. Является компонентом дизельных топлив.
Тяжелый газойль — смесь углеводородов, образующихся при крекинге, и непрореагировавшей тяжелой части сырья. Является компонентом котельного топлива.
Кокс состоит в основном из углерода, в нем в необходимых количествах содержатся водород, сера, азот и металлы.
В процессе крекинга кокс адсорбируется в катализаторе, что приводит к снижению его активности. В связи с этим необходима периодическая регенерация катализатора (выжиг кокса).
223
На выход и качество продуктов влияют следующие параметры процесса:
1) температура в реакторе;
2) объемная скорость подачи сырья;
3) кратность циркуляции катализатора;
4) активность катализатора;
5) продолжительность работы катализатора. Температура процесса определяется температурой реагирующих продуктов и катализатора в реакционной среде.
Объемная скорость подачи сырья измеряется отношением объема жидкого сырья, подаваемого в реактор в течение одного часа, к объему катализатора, находящегося в реакционной зоне.
Весовая кратность циркуляции катализатора — это отношение массы катализатора к массе сырья, подаваемых в реактор за один и тот же отрезок времени.
Активность катализаторов оценивается по выходу бензина в весовых процентах на крекируемое сырье.
Продолжительность работы катализатора определяется длительностью контакта катализатора с сырьем в реакторе.
Катализатор — это вещество, в присутствии которого изменяется скорость химической реакции. Кроме этого, катализатор дает возможность вести процесс при более низких (по сравнению с термическим крекингом) температурах, невысоком давлении и получать бензин высшего качества.
Наибольшее распространение получили твердые катализаторы.
Основными компонентами катализаторов крекинга являются высокопористые вещества (глинозем и кремнезем). При взаимодействии их образуются алюмосиликаты, которые способствуют реакции расщепления углеводородов. Такие катализаторы называются а люмо силикатными.
Применяются природные и синтетические катализаторы крекинга. Природные приготовляют из природных глин, но так как они мало активны, чаще применяют синтетические катализаторы (алюмосиликатные и цеолитные).
По форме частиц катализаторы бывают: 1) шариковые (диаметр шарика —3—6 мм); 2) микросферические (диаметр шарика — 20—150 мкм); 3) пылевидные (размер частиц — 1—150 мкм).
Качество применяемого катализатора влияет на условия процесса каталитического крекинга и глубину реакций. Поэтому для получения максимального выхода целевых продуктов и минимального количества побочных продуктов, а также достижения высоких технико-экономических показателей катализаторы должны иметь высокие активность, избирательность, регенерационнные свойства и стабильность.
Чем выше активность катализатора, тем больше глубина превращения исходного сырья.
224
Избирательность катализатора оценивается по его способности ускорять реакции в требуемом направлении и снижать скорости побочных реакций.
§ 1. Установки каталитического крекинга
Технологический процесс каталитического крекинга в общем виде заключается в следующем.
Предварительно нагретый катализатор подается в реакционную камеру, куда поступают пары сырья. Здесь происходит процесс крекинга. Катализатор при этом закоксовывается, и его выводят из зоны реакции в регенератор. В регенераторе кокс выжигается, катализатор восстанавливает свои первоначальные свойства и одновременно нагревается. После этого его вновь направляют в реакционную камеру.
Различают следующие разновидности установок каталитического крекинга:
1. Установки со стационарным (неподвижным) катализатором.
На таких установках сырье проходит через реакторы, заполненные катализатором. По мере работы катализатор закоксовывается, активность его уменьшается и сырье подают в другой реактор, а в первом реакторе проводится регенерация катализатора. Таким образом, реакторы работают периодически. Эти установки широкого распространения не получили.
2. Установки с подвижным шариковым катализатором.
На таких установках поток сырья вместе с шариковым катализатором поступают в реактор. Закоксованный катализатор выводится из реактора и направляется на регенерацию в другой аппарат-регенератор. Установки с движущимся катализатором наиболее распространены.
3. Установки каталитического крекинга с кипящим слоем мелкодисперсного катализатора.
При этом процессе пылевидный катализатор ведет себя как кипящая жидкость. Сырье смешивается с пылевидным катализатором, на поверхности которого проходит реакция, а после этого закоксованный катализатор подают в регенератор. В данном случае обеспечивается лучший контакт сырья с катализатором.
§ 2. Принципиальная технологическая схема установки
каталитического крекинга с кипящим слоем
пылевидного катализатора
Насос 1 (рис. 115) подает сырье через теплообменники в нагревательную печь 19. Отсюда сырье попадает в транспортную линию реактора 14, где происходит смешение катализатора с сырьем. Сырье и водяной* пар подхватывают регенерированный катализатор, который поступает из регенератора 15, и по транспортной линии проходят в реактор 14. Водяной пар способствует
15 Заказ 693 225
испарению сырья и созданию скорости движения паров. Смесь, поступающая в реактор, попадает в кипящий слой катализатора. При контакте сырья и катализатора в транспортной линии и в кипящем слое при 450—500° С протекают реакции каталитического крекинга. Продукты реакции уносят частицы катализатора в циклон, где отделяются от них. Катализатор из циклона возвращается в кипящий слой, а продукты реакции направляются
18
Неста ; бипьныи
бензин
Рис. 115. Принципиальная технологическая схема каталитического крекинга с кипящим слоем пылевидного катализатора:
1\ з, 7 — насосы, 2 — холодильники, 4 — газосепаратор, 5 — холодильник-конденсатор; 6 —теплообменники, 8, 9, 10 — огаарные котонны, 11 — турбовоздуходувка, 12 — очистка воздуха, 13 — ректификационная колонна, 14 — реактор, IS — регенератор; 16 — котел-утилизатор, 17 — увлажнитель; 18 — электрофильтр, 19 — печь
в ректификационную колонну 13. Катализатор, отработанный в процессе крекинга, с ттиза кипящего слоя попадает в отпарную секцию, затем по транспортной линии регенератора с помощью воздуха подается в регенератор 15. Здесь выжигается кокс при температуре 570—600° С.
Пары продуктов крекинга из реактора 14 направляются в ректификационную колонну 13. В колонне пары подымаются вверх, а навстречу им — поток шлама (смесь катализатора и продукта), который забирается с низа колонны. В результате этого пары освобождаются от катализаторной пыли, а шлам откачивается из нижней части колонны в реактор.
Подымаясь выше, пары встречаются с жидкостью, стекающей вниз (холодным нестабильным бензином из газосепаратора). Пары бензина, газ и водяной пар, выходящие из колонны, конденсируются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике 5. После этого жидкость и газ поступают в газосепаратор 4, где разделяются.
Отсюда газ поступает на блок очистки и компримирования, а нестабильный бензин — на блок стабилизации. После этого газ направляется в топливную сеть, а бензин — в резервуарный парк.
С соответствующих тарелок колонны выводятся керосин" легкий газойль, тяжелый газойль. Легкий газойль через отпарные колонны 8 и 9, а тяжелый — через отнарщю колонну 10 направляют в резервуарный парк. В отпарных колоннах удаляются из продуктов легкие фракции.
Таким образом, основной аппаратурой каталитического т-ре-кинга являются: реакторы, регенераторы, транспортные подъемники, отпарные колонны, ректификационные колонны, нагревательные печи и аппаратура контроля и автоматизации. Тип аппаратуры зависит от вида установки.
В установке, принципиальная схема которой описана выше, имеется три блока: реакторный, нагревательно-фракционирующий и газовый.
§ 3. Каталитический риформинг
Каталитический риформинг — это процесс повышения октанового числа бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола и ксилола) из нефтяного сырья под действием высокой температуры, давления водорода и специального катализатора. При этом процессе изменяется структура молекул бензина, понижается температура их кипения.
В промышленных условиях применяются в основном две системы каталитического риформинга:
1) платформинг в неподвижном слое алюмоплатинового катализатора с циркуляцией водорода при температуре 500° С и давлении 20—40 кгс/см2;
2) хидроформинг в кипящем слое алюмомолибденового катализатора при температуре 480—550° С и давлении 15—25 кгс/см2.
Алюмоплатиновый катализатор содержит 0,5—0,6% платины и 0,5—0,6% хлора в виде органических соединений.
Срок службы такого катализатора 1—1,5 года. Регенерацию рекомендуется проводить через три месяца. Регенерация осуществляется выжиганием кокса кислородом воздуха в среде азота.
Алюмомолибденовый катализатор содержит около 10% окислов молибдена и 90% окислов алюминия.
Сырьем каталитического риформинга служат низкооктановые бензиновые фракции прямой перегонки, термического крекинга и коксования. В результате риформинга получают следующие продукты: высокооктановый бензин (целевой продукт), газ, полимеры и кокс (побочные продукты).
Для получения индивидуальных ароматических углеводородов применяют' узкие бензиновые фракции.
Бензиновые фракции, применяемые как сырье каталитического риформинга, могут иметь различные пределы выкипания.
15* 227
Так, если используют фракцию 85—180° С или 105—180° С, получают высокооктановый бензин, а если взять фракцию 60— 85° С, получают бензол 85—105° С — толуол, 105—140° С — толуол и т. д.
Бензин каталитического риформинга — химически стабильный, качество его зависит от качества сырья и условий процесса, он применяется как компонент высокооктановых автолюбильных и авиационных бензинов.
Газ содержит до 90% об. водорода и используется на установках гидроочистки топлив и масел или для получения водорода.
Полимеры используют как добавку к мазуту и низкосортным моторным топливам.
Давление водородсодержащего газа играет большую роль в процессе каталитического риформинга, так как оно влияет на скорость газа и коксообразования и выход ароматических углеводородов.
Принципиальная схема платформинга
Описываемая установка состоит из блока гидроочистки сырья, платформинга очищенного бензина и блока стабилизации бензина. В случае получения индивидуальных аролтатических угле-
Рис. 116. Принципиальная схема платформинга:
I, 12 — насосы; 2 — теплообменник, з, 5,1 — печи, 4, 6,8 — реакторы, 9 —
сепаратор, 10—стабилизационная колонна, 11—кипятильник, 13—емкость, 14,
16 — холодильник-конденсатор, 1о — компрессор
водородов установка имеет еще и блок выделения этих углеводородов.
Гидроочистка — это процесс облагораживания бензинов, дизельных топлив и масел путем удаления серы, азотистых и кислородных соединений и других примесей. Процесс гидроочистки осуществляется на неподвижном слое алюмокобальтмолибдено-вого катализатора в среде водородосодер/кащего газа.
228
Принципиальная схема платформинга показана на рис 116 Сырье насосом 1 подается на смешение с водородосодер/кащим газом Газ подается компрессором 15 Смесь нагревается в теплообменниках, затем в печи 3 и при температуре 500° С и давлении 35—50 кгс/см2 поступает в реактор 4, заполненный таблетиро-ванным катализатором (диаметр таблетки 2—3 мм, высота 4—5 мм) Так как процесс идет с большим поглощением тета, то частично прореагировавшую смесь из реактора 4 направляют в печь 5, где она нагревается, проходит во второй реактор 6 и снова через печь 7 в третий реактор 8, где полностью завершается процесс. В конденсаторе 16 бензин риформинга сживается, а газ охлаждается В сепараторе 9 эти два потока разделяются основная часть газа забирается компрессором 15 и возвращается в реакторную систему, а остальная часть выводится с установки, бензин из сепаратора 9 через стабилизационную установку направляется в резервуары Из этого бензина можно также выделять индивидуальные ароматические углеводороды (бензол и др ) в том случае, когда они не являются целевыми продуктами процесса Если же они служат нелевыми продуктами процесса, то на платфор минг направляют узкие фракции бензинов первичной перегонки
Сухой углеводородный газ (без водорода) из блока стабилизации направляется в топяивную сеть завода, на установки пиролиза или на производство водорода, смесь пропана и бутана (стабильная головка) — на фракционирующую установку для дальнейшей химической переработки, а сероводород из б тока гидроочистки — для получения серы или серной кислоты
Таким образом, основной аппаратурой реакторного блока платформинга являются реакторы, печи, теплообменники, кипятильники, холодильники и сепараторы Наиболее сложным оборудованием являются насосы и компрессоры Кроме этого, имеются приборы контроля и автоматизации.
§ 4. Технико-экономическая характеристика процессов каталитического крекинга и риформинга
В данное время из промышленных каталитических процессов в нефтепереработке наиболее распространен каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах Это наиболее масштабный процесс Мошность некоторых установок по сырью достигает 10—15 тыс т/сут или (3,2—4,8 млн т/год), т е можно сравнить по этому показатено с установками АВ-1
В связи с этим \ дельный вес каталитического крекинга в общем объеме переработки нефти значитетьный Наиболее типичным сырьем для этого процесса являются тяжелые газойли, которые составдявдт в среднем 25—30°о, считая на нефть В процессе можно использовать легкие фракции и сырье вторичного происхождения, например газойли коксования Большинство
229
установок работает с рециркуляцией, что также объясняет большую пропускную способность в пересчете на нефть.
Целевым продуктом каталитического крекинга является высокооктановый бензин, а также дизельные фракции, которые можно использовать как компонент товарного продукта. Газ крекинга содержит относительно много бутан-бутиленовой фракции, из которой можно получать высокооктановый компонент бензина.
Продукты каталитического крекинга можно использовать в качестве сырья для химической промышленности.
Установки каталитического риформинга также являются в данное время необходимым звеном нефтеперерабатывающего завода. Выход фракций относительно низкий (15—20% об. от перерабатываемого сырья), и мощность отдельных установок значительно меньше установок каталитического крекинга, но удельный объем каталитического риформинга по количеству переработанной нефти значительный. Из продуктов риформинга производят синтетический каучук, искусственные волокна, пластмассы и др. Получаемый в процессе риформинга водород используют как в самом процессе, так и на установках гидроочистки или в химической промышленности.
Катализатор дороже по сравнению с катализатором каталитического крекинга, но срок сужбы его значительно больше.
ГЛАВА VI ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
§ 1. Общие положения
Как говорилось в разделе II, газы бывают природные, газо-конденсатных месторождений, попутные и искусственные (обра зующиеся при переработке нефти термическими и каталитическими методами).
Углеводородный состав их зависит больше от условий переработки нефти, чем от качества сырья. В табл. 12 приводится состав некоторых углеводородных газов.
Природные газы весьма бедны тяжелыми углеводородами, поэтому используются в основном для топливно-энергетических нужд, и в меньших количествах их подвергают химической переработке.
Попутные газы характеризуются повышенным содержанием пропана, бутанов и бензиновых фракций углеводородов и пониженным содержанием метана и являются основным сырьем газоперерабатывающих заводов и отдельных газоотбензинивающих (газофракционирующих) установок.
230
Таблица 12
Углеводороды О)
ft
1 nfo
Процесс О о ggg СО 28
U 1 «* о ж •о В В В В <е g^p, Нчо
т «* И В В И В о 0 а V В и ОМ м .
В и о о и о i ё ё о О и § М и
Пиролиз бен- 16 34,4 29,3 5,0 10,5 0,2 1,3 1,2 — 0,5 1,5 43,8 77
зинового
сырья
Каталитиче- 1,0 9,5 4,0 5,0 24,0 9,5 10,5 15,0 16,5 1,0 1,0 53,5 30
ский крекинг
(газовый
режим)
Коксование 1,5 26,5 12,5 20,0 12,5 11,0 5,0 5,0 0,7 4,6 0,7 35,7 12
в кипящем
слое
Газ газоконденсатных месторождений состоит в основном из метана, но содержит некоторое количество высококипящих углеводородов, которые при снижении давления превращаются в конденсат. При переработке конденсата на газоперерабатывающем или нефтеперерабатывающем заводе получают сжиженный газ, бензин и дизельное топливо. Чем выше в газе со держание тяжелых углеводородов, тем выгоднее при прочих равных условиях его переработка.
Получаемая при стабилизации нефти широкая фракция низкокипящих углеводородов (смесь сжиженных газов и легкого бензина) направляется на газоперерабатывающий завод или газо-фракционирующую установку нефтехимкомбината.
Попутные газы, содержащие большое количество тяжелых углеводородов, как правило, поступают на газоперерабатывающий завод, где подвергаются отбензиниванию, т. е. выделению углеводородов С2 и выше. Полученную смесь (нестабильный газовый бензин) направляют на стабилизацию и фракционирование, в результате которого получают или отдельные углеводороды, или их фракции и стабильный бензин. Сухой газ используется как сырье дальнейшей переработки или как топливо.
Извлекаемый газ — газовый бензин имеет высокие октановые числа, поэтому его добавляют к бензину прямой перегонки и крекинг-бензину для улучшения антидетонационных свойств.
Из природных и газоконденсатных газов путем переработки получают водород, сажу, ацетилен, формальдегид, хлороформ и др. Из попутных газов получают газовый бензин, сжиженные (пропан-бутановые) газы, сухой газ и индивидуальные технические углеводороды (пропан, изобутан, н-бутан и пентан).
Искусственные газы используются по-разному в зависимости от их состава.
231
Перед переработкой они должны пройти очистку и осушку.
Любой газ необходимо сначала разделить на отдельные компоненты, а потом использовать по назначению.
Например, из метана путем переработки можно получить ацетилен, сажу, водород, сырье для производства аммиака, формальдегид, метанол, хлороформ, нитрометан и т. п.
При переработке этана получают этилен, ацетилен, хлористый этил, нитроэтан.
При окислении пропана и н-бутана получают формальдегид, уксусную кислоту, ацетон и т. д.
При переработке изобутана получают изобутилен — сырье для изготовления каучука.
Из газовых бензинов получают бензол, толуол, ксилол, ци-клогексан, некоторые являются полупродуктами для производства синтетических волокон (найлон, дакрон и др.), синтетических смол, красителей и других химических продуктов.
Изопентан как составная часть газовых бензинов после переработки дает изопрен — сырье для производства синтетического каучука.
Переработке газа, как говорилось выше, предшествуют очистка и осушка их.
Очистка и осушка газов
Если газы содержат механические примеси, то их очищают от пыли, ржавчины и т. п. с помощью электрофильтров или пенных аппаратов (барботеров).
Принципы очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода, а также осушки газа с целью его обезвоживания описаны в главе VII раздела III.
Кроме способов осушки газа, описанных в вышеуказанной главе, для природного и особенно газа газоконденсатных месторождений применяют осушку расширением с применением холодильных установок (установка с холодильным блоком конструкции Гипрогаз и установка низкотемпературной сепарации;.
§ 2. Метод переработки попутных нефтяных газов
Как говорилось выше, переработка попутных нефтяных газов сводится к выделению из них стабильного газового бензина, получению сжиженных газов и индивидуальных углеводородов.
Схематически это можно изобразить так: газ—>нестабилъный газовый бензин —>- стабилизация —>• фракционирование —>- сжиженный газ —>• индивидуальные углеводороды.
Нестабильный бензин можно получить следующими методами: компрессионным, абсорбционным, адсорбицонным, низкотемпературной конденсацией или низкотемпературной ректификацией.
При компрессионном методе газ сжимается компрессорами и охлаждается в холодильнике. При сжатии паровая
232
фаза переходит в жидкую, которая представляет собой нестабильный газовый бензин. Нестабильный бензин подвергают стабилизации с получением газового бензина, сжиженных газов и технических индивидуальных углеводородов. При содержании тяжелых углеводородов в газе меньше 150 г/м3. Этот метод неэкономичен.
Абсорбционный метод наиболее распространен. Сущность метода: абсорбент (бензин, керосин или соляровый дистиллят) поглощает отдельные компоненты газовой смеси. Процесс осуществляется в абсорберах. Компрессор забирает газ, сжимает его и направляет в абсорбер, куда подается абсорбент. Отбензиненный газ направляется потребителям.
Насыщенный абсорбент поступает в выветриватель, где выделяются метан и этан, после чего подогревается и поступает в десорбер, где выделяются поглощенные углеводороды. Десор-бентом является водяной пар. Отпаренные тяжелые углеводороды вместе с водяным паром выходят из десорбера и через конденсатор-холодильник поступают в водоотделитель, откуда выводится вода; жидкие углеводороды частично возвращаются в десорбер на орошение, а остальное количество — в емкость нестабильного бензина. Отрегенерированный абсорбент возвращается в абсорбер.
Процент извлечения сжиженных газов можно увеличить, если применять фракционирующий абсорбер.
Адсорбционный метод основан на способности пористых твердых тел адсорбировать на своей поверхности различные углеводороды. Адсорбентом являются активированный уголь, силикагель, молекулярные сита 1 и другие твердые тела. Этот метод применяется для выделения газового бензина из газов, содержащих до 50 г/м3 тяжелых углеводородов.
Сущность низкотемпературной конденсации заключается в следующем: осушенный газ охлаждается до минус 40° С и поступает в газосепаратор. Жидкая фаза поступает в ректификационную колонну, где освобождается от метана и этана, и дальше — в емкость газового бензина или на газо-фракционирующую установку (ГФУ) для разделения на индивидуальные углеводороды.
Сущность низкотемпературной ректификации заключается в том, что газ охлаждают и подают в ректификационную колонну. Легкие углеводороды выходят из колонны, поступают в холодильник, где охлаждаются и частично конденсируются. Конденсат возвращается в колонну для орошения. С низа колонны отводится нестабильный бензин.
Удаление из газового бензина метана, этана, пропана и частично бутана называется стабилизацией. Для стабилизации
1 Молекулярные сита — это пористые вещества (цеолиты), представляющие собой водные алюмосиликаты кальция, натрия и других металлов.
233
газового бензина применяют специальные стабилизационные установки, которые работают по схеме: нестабильный бензин -> стабильный бензин
--> сжиженные газы или: нестабильный бензин —>- стабильный бензин
—>- индивидуальные углеводороды (технические).
Если в газе имеется гелий, то применяют специальные установки для извлечения его из газа, так как он имеет большое значение в народном хозяйстве (наполнение дирижаблей, радиоламп, в самолетостроении, медицине, космонавтике, хладотех-нике, хроматографии и т. п.).
На газоперерабатывающих заводах и газофракционирующих установках все указанные выше процессы комбинируются в различных сочетаниях.
Газофракционирукищн3 установки служат для разделения газа на индивидуальные углеводороды и узкие технические фракции, пригодные для дальнейшей переработки.
§ 3. Искусственные газы
Разделение газовых смесей на отдельные компоненты осуществляется конденсацией, компрессией, абсорбцией, ректификацией, адсорбцией, о которых говорилось выше.
На современных нефтеперерабатывающих заводах смеси разделяют на газофракционирующих установках (ГФУ). При переработке на ГФУ предельных углеводородных газов получают следующие фракции: этановую, пропановую, изобутановую, бута-новую, изопентановую, пентановую. При переработке на ГФУ непредельных углеводородных газов получают пропан-пропиле-новую и бутан-бутиленовую фракции.
Каждая фракция имеет соответствуюшее использование: эта-новая — хладагент, сырье пиролиза; пропановая — сжиженный газ, хладагент, сырье пиролиза; изобутановая — сырье для производства синтетического каучука, алкилироваиия; бутано-вая — компонент сжиженного газа, сырье пиролиза и для получения дивинила, добавка к автомобильному бензину; изопента-новая — сырье для получения изопренового каучука, компонент высокооктановых бензинов; пентановая — сырье пиролиза и получения этилового спирта; пропан-пропиленовая — сырье для получения моющих средств, бутиловых спиртов; бутан-бутиле-новая — сырье установок алкилирования.
§ 4. Основные объекты газоперерабатывающего завода
Как вздно из вышесказанного, газоперерабатывающий завод (ГПЗ) осуществляет такие основные операции:
а) подготовка газа к переработке (очистка, осушка);
234
б)~компримирование газа до давления, чеобходимого для переработки сырого газа и транспортирования отбензиненного газа по магистральным газопроводам до потребителей;
в) извлечение из сырого газа нестабильного бензина;
г) разделение нестабильного бензина на стабильный газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды.
бензипобый
Газ дальним потрейителяп
Осушенный газ высокую давления
Рис. 117. Технологические объекты газоперерабатывающего завода
Исходя из этого, газоперерабатывающий завод состоит из следующих объектов (рис. 117):
1) пункта приема и подготовки газа ППГ;
2) компрессорных станций 1 ж 2 высокого и низкого давления соответственно;
3) установок отбензияивания газа ОУ;
4) газофракционирующих установок ГФУ',
5) товарного парка ТП;
6) установок осушки газа У ОС;
7) системы оборотного водоснабжения;
8) систем пропанового и аммиачного охлаждения;
9) системы паро- и электроснабжения;
10) системы связи;
11) системы канализации;
12) службы КИП и автоматики;
13) лаборатории;
14) ремонтно-м°ханического цеха.
На пункте приема и очистки происходит измерение количества газа (с помощью расходомеров), поступающего по каждому трубопроводу, а также очистка его от механических примесей (песка, пыли, ржавчины), капельной влаги, нефти, конденсата, масла и т. п. Очистка осуществляется в сепараторах различной конструкции. Здесь же на специальных установках выделяют сероводород и двуокись углерода.
235
Пунктов приема может быть несколько.
Компрессорная станция имеется в каждом технологическом блоке. Она служит для компримирования и отбензинивания каждого газа раздельно. Тип компрессоров — 10ГК, 10ГКМ. Кроме этих компрессоров, применяют центробежные нагнетатели К-380—101-1.
На установках отбепзинивания газ разделяют на нестабильный бензин, отбензппенный и сбросной газы. Нестабильный де-этанизированный бензин направляется на газофракционирующую установку или в товарный парк. Отбензиненный газ с помощью дожимных компрессоров направляется в магистральный трубопровод или на местные нужды. Сбросной газ используется на топливные нужды завода или нефтехимкомбината. На некоторых ГПЗ установки отбензинивания объединены с ГФУ.
На ГФУ разделяют нестабильный бензин (заводской и посторонний) на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные углеводороды (пропан, изобутан, н-бутан). Сейчас считается более рациональным строить ГФУ ненаГПЗ, ананефтехимкомбинатах.
Товарный парк предназначен для приема и временного хранения нестабильного бензина, готовой продукции и реагентов.
Получаемые на заводе сжиженные газы и бензин отправляют железнодорожным транспортом потребителям или по трубопроводу — нефтехимкомбинату.
Установки осушки, работающие на заводе, служат для предупреждения образования гидратов. Их располагают на потоке? отбензиненного газа перед подачей его в магистральный газопровод. Осушке подлежат также сжиженные газы и широкая фракция, если их перекачивают по трубопроводам, а также товарный пропан, используемый для бытовых нужд.
Для охлаждения газа, абсорбентов, конденсации газообразных продуктов предусматривается система оборотного водоснабжения.
Для осуществления процессов отбензинивания при низких температурах применяется пропановое и аммиачное охлаждение.
Кроме ГПЗ, как самостоятельных единиц, в составе нефтегазодобывающих управлений могут находиться газоотбензини-вающие установки, которые перерабатывают небольшие котичества газа; отбензиненный газ направляют местным потребителям, а нестабильный бензин закачивают в сырую нефть или по трубопроводу направляют на ГПЗ или ГФУ нефтехимкомбината.
Такие установки могут быть стационарными и передвижными.
§ 5. Принципиальная схема газофракционирующей установки
Принципиальная схема газофракционирующей установки для разделения газов термического крекинга под давлением приводится на рис. 118.
236
Жирный газ через газосепаратор 3 подается на сжатие компрессором 1. При сжатии газ нагревается, а затем конденсируется в конденсаторах-холодильниках 8. В сепараторах 3 и 5 газожидкостная смесь разделяется на газ и жидкость. Газовая смесь после II ступени сепарации поступает в этановую колонну 7. В эту же колонну поступает конденсат, который получен в результате компрессии, а также отгон с установок стабилизации бензина. В этановой колонне выделяется сухой газ (до этана
стабилизации бензина
Рис. 118. Принципиальная схема ГФУ:
1 и 4 —• компрессоры соответственно I и II ступеней сепарации; з и 5 — газосепараторы;
г; 8; 11; 15 — конденсатор-холодильник; 6; 9; 13; 17 — насосы; 7 — этановая колонна;
10 — пропановая колонна; 12; 16 — емкости орошения; 14 — бутановая колонна; IS;
21; 23 — кипятильники; 19, 20, 22; 24 — теплообменники
включительно). Этот газ конденсируется в холодильнике-конденсаторе 8 и частично возвращается в колонну на орошение, а остальная часть этановой фракции выводится из системы.
Остаток из этановой колонны подается в проиановую колонну 10, которая работает при меньшем давлении. Из верхней части этой колонны выходит пропан-пропил еновая фракция, а снизу остаток поступает в бутановую колонну 14 для разделения бутан-бутиле-новой фракции от остатка (нестабильного бензина). Главные погоны пропановой и бутановой колонны после конденсации частично направляются на орошение, а остальная часть их выводится из системы.
В низ колонн подводится тепло с помощью паровых кипятильников. Давление в этановой колонне — 36—38 кгс/см2, пропановой — 16—18 кгс/см2, бутановой — 6—8 кгс/см2. Температура на верху этановой колонны — 0—5° С, пропановой и бутановой 50—60° С, температура нижней части трех колонн — 120° С.
237
§ 6. Получение высокооктановых компонентов бензина
Существует несколько процессов получения высокооктановых компонентов бензина: алкилирование, изомеризация, полимеризация и др. Наиболее эффективным из них является процесс алки-лирования1. Применяются алкилирование изобутана олефинами и алкилирование бензола олефинами.
Условия процесса: умеренные температура и давление, присутствие высокоактивных катализаторов (серной кислоты или фтористоводородной кислоты определенной концентрации), хорошая очистка исходного сырья и определенные состав сырья и объемная скорость. Из парафинового сырья легче всего алкилп-руется пзобутан.
При алкилировании изобутана бутиленами получают наиболее высококачественный алкилат (алклибензин) с самым высоким октановым числом. Если катализатором является серная кислота, то в этом случае требуется минимальный удельный расход ее.
Процесс алкилирования проводится в специальных установках. Газ каталитического крекинга, богатый изобутаном, обеспечивает эти установки одним из компонентов сырья, а для получения олефинов используют газы термического крекинга или коксования. Таким образом, сырьем установок алкилирования изобутана бутиленами является бутан-бутиленовая фракция, получаемая на ГФУ из газов каталитического крекинга, термического крекинга и коксования.
Получаемый алкилат бывает легким и тяжелым. Легкий алкилат соответствует техническому изооктану. Кроме алкилатов, на установке получают побочные продукты — пропан и бутан. Тяжелый алкилат применяется как компонент дизельного топлива.
Основной аппарат установки алкилирования — реактор-алки-латор, в котором обеспечивается тесный контакт между катализатором и сырьем.
При алкилировании бензола пропиленом получают изопро-пилбензол (кумол), который в настоящее время применяется как сырье для получения фенола и ацетона. Катализатором служит хлористый алюминий или серная кислота.
§ 7. Основные химические продукты, получаемые на основе нефтяных газов
Все углеводородные газы являются ценным и дешевым сырьем для нефтехимии.
Основными химическими продуктами, получаемыми на основе нефтяных газов, являются:
1) метиловый спирт (метанол) — получаемый окислением кислородом воздуха природного газа;
1 Алкилирование — это процесс присоединения молекул олефинов к молекулам парафиновых или ароматических углеводородов.
238
2) этиловый спирт, получаемый гидратацией этилена с применением серной кислоты;
3) изопропиловый спирт, применяемый как растворитель и сырье для получения ацетона;
4) глицерин применяется для получения пластмасс, динамита и других целей;
5) пластмассы получают на основе различных полимеров — применяются во всех областях техники и быта;
6) полиэтилен получают из этилена; используют в производстве пленок, лент, нитей, трубок и во многих других областях техники и быта;
7) полипропилен получают в процессе полимеризации пропилена; используют для изготовления труб, деталей машин, изоляции кабелей, корпусов радиотелевизионной аппаратуры и т. п.;
8) полиизобутилен применяется как присадка к маслам, в промышленности резинотехнических изделий, для прорезинивания тканей, изготовления транспортных лент и т.п.;
9) синтетические каучуки имеют широкое применение в па-родном хозяйстве;
10) синтетические жирные кислоты получают на основе керосиновых фракций, некоторых масляных дистиллятов и твердого парафина (путем его окисления).
ГЛАВА VII
ПРОИЗВОДСТВО НЕФТЕПРОДУКТОВ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
§ 1. Получение парафина
Нефтяной парафин выпускают следующих сортов:
1) технический высокоочищенный (марок А и Б);
2) медицинский;
3) технический очищенный (марок С и Д);
4) неочищенный.
Парафин получают в основном при переработке дизельных и масляных фракций парафинистых нефтей, а также при депара-финизапии дизельных топлив и дистиллятных масел.
Различают следующие способы получения парафина из нефтяных фракций:
1) непосредственное охлаждение;
2) охлаждение г применением растворителей;
3) карбамидная депарафинизация.
Способ непосредственного охлаждения заключается в следующем: полученный при перегонке парафинистых нефтей дистиллят, который содержит 20—30% парафиновых углеводородов, охлаж-
239
дают в холодильниках и кристаллизаторах в две ступени. Сначала нагретый дистиллят охлаждают до 12—16° С, после чего выкристаллизовавшийся парафин отделяют от основной массы жидкости на рамных фильтрпрессах. Во второй ступени охлаждают до 2° С фильтрат первой ступени и снова отделяют твердые углеводороды. Объединенные обеих ступеней твердые углеводороды представляют неочищенный парафин. Его называют гачем.
Газ содержит много масла, которое нужно отделить для получения товарного парафина.
Обезмасливание парафина можно проводить методом потения или с применением растворителей. Процесс потения — это обез-масливание парафина в специальных камерах. Гач сначала расплавляют, потом охлаждают до затвердения в тонком слое, а затем очень медленно нагревают. Из гача вытекает смесь масла и иизкоплавкого парафина. Этот продукт называется отеком. Из 100% гача можно получить 50% парафина-сырца.
Парафин-сырец очищают с целью доведения его качеств (цвета, содержания ароматических соединений, смолистых веществ) до требований ГОСТ, добавляют при необходимости присадки, а потом различают в специальные формы, упаковывают и транспортируют (либо в ж.-д. цистернах, либо в бумажных мешках).
Способ охлаждения с применением растворителей при депа-рафинизации масел. В этом случае смешение масляной фракции с растворителем улучшает условия выделения твердых углеводородов. В качестве растворителей применяют легкий бензин, сжиженный пропан, дихлорэтан и кетопы (ацетон и метилэтил-ьетон). На процесс выделения твердых углеводородов влияют состав растворителя, его количество по отношению к сырью и скорость охлаждения. Депарафинизация осуществляется по такой схеме: нагрев сырья -> охлаждение ->• смешение с растворителем -v охлаждение -> выпадение твердых углеводородов из раствора ->• фильтрование и образование гача ->• растворение - т гача —>• отгон растворителя от гача и регенерация растворителя. Способ получения парафина с помощью карбамида применяется при депарафинизации дизельных топлив.
Карбамид (мочевина) — это белое кристаллическое вещество, легко растворимое в воде и спиртах, с температурой плавления 132,5° С. Он способен к образованию твердых соединений (комплексов) с парафиновыми углеводородами нормального строения, которые легко распадаются при обработке водой, растворителем и при нагревании. Таким образом, карбамид регенерируется, а парафины выделяются в чистом виде.
Процесс зависит от температуры, соотношения карбамид : сырье, продолжительности контакта топлива с карбамидом, чистоты карбамида.
Схема процесса следующая: образование карбамидного комплекса —>- отделение комплекса от депарафинированного остатка —>• —>• промывка комплекса —> деструкция промытого комплекса.
240
Образование комплекса происходит в реакторе при контакте дизельного топлива с карбамидом. Отделение комплекса осуществляется путем отстаивания, фильтрования или центрифугирования. Промывка комплекса бензином делается с целью освобождения его от дизельного топлива, которое может попасть в парафин при разрушении комплекса. Деструкция комплекса происходит при нагревании его до 75° С. Свободный карбамид растворяется в водной среде, а парафины отстаиваются.
Парафины
Рис. 119. Принципиальная схема получения парафина с помощью карбамида:
1; 5; в; 10, 12, 13, 16; 21; 22, 23, 24; 25; 26 — насосы, 2; 7, 18, го — холодильники, 3, 4; 8 — реакторы, 9; 14; 15; 24 — отстойники; 11 — смеситель; 17; 27 — теплообменники;
19 — реактор
Принципиальная схема получения парафина с помощью карбамида приводится на рис. 119.
Насос 1 забирает дизельное топливо и через холодильник 2 подает его в реактор 3. В эту же линию насос 13 из емкости 14 подает спирто-водный раствор карбамида. Таким образом, по пути в реактор сырье смешивается с карбамидом. Для лучшего смешивания (контакта) топлива с карбамидом и охлаждения смеси реакцию проводят в трех реакторах, пропуская часть продукта через три холодильника.
Образовавшийся карбамидный комплекс и депарафшшрован-ное топливо из последнего реактора 8 поступает в отстойник 9. Вверху отстойника располагается депарафинированное дизельное топливо, а внизу — карбамидный комплекс. Насос 10 откачивает дизельное топливо, а комплекс промывается бензином для удаления остатков дизельного топлива. Промывка осуществляется в смесителях 11, куда насос 26 подает бензин, а насос 12 — комплекс из отстойника 9. Из смесителя 11 смееь
16 Заказ 693
241
поступает в отстойник 15, где разделяется на бензин с дизельным топливом и карбамидный комплекс (промытый). Насос 23 забирает из отстойника 15 карбамидный комплекс и через подогреватель направляет его в отстойник 14. В результате подогрева комплекс разрушается, жидкие парафины и карбамид выделяются в свободном виде. Из емкости 14 парафины поступают в емкость 24, а карбамид — в реактор 3. Бензин из емкости 15 насосом 16 через теплообменник подается в колонну 19, где отгоняется от дизельного топлива, и вновь поступает на промывку комплекса. Парафины используют для получения синтетических жирных кислот, в медицине, в производстве спичек, в пищевой промышленности и т. п.
§ 2. Получение битумов
Нефтяные битумы, как говорилось выше, применяются для дорожного строительства, для получения кровельных материалов, для гидролизации, электроизоляции, приготовления асфальтовых лаков и полиграфических красок. Основное количество их используется в дорожном строительстве. Дорожные и строительные битумы выпускают следующих марок: БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300, БН-IY и БН-V (Б — битум, Н — нефтяной; Д — дорожный; 40/60 — глубина проникновения иглы при 25° С от 40 до 60 см). Нефтяные битумы бывают жидкие, полутвердые и твердые.
Сырьем для производства битума служат тяжелые остатки смолисто-асфальтеновых нефтей: гудроны, крекинг-остатки, ас-фальты и т. п. Чем больше в нефти асфалъто-смолистых соединений, чем меньше твердых парафинов, чем лучше обессолена нефть, тем выше качество битума.
Различают следующие способы получения битумов:
1) глубокая вакуумная перегонка мазута;
2) окисление остаточных нефтепродуктов воздухом при высокой температуре;
3) компаундирование остаточных и окисленных продуктов. Битумы, получаемые вакуумной перегонкой, называются остаточными, окислением — окисленными.
Глубокая вакуумная перегонка мазута осуществляется на обычных вакуумных установках с включением в схему дополнительной вакуумной колонны-испарителя.
Основное количество битумов получают способом окисления смолистых нефтяных остатков.
Окисление может осуществляться на установках периодического и непрерывного действия.
Установки периодического действия работают так: остаток от вакуумной перегонки подают в печь и подогревают до нужной температуры. Печь работает непрерывно. Для периодического окисления используют кубы, которые работают периодически. Куб — пустотелый, стальной, цилиндрический аппарат объемом
242
50—200 м*. Кубы заполняют сырьем на 1/3 высоты, начинают подавать в них воздух под давлением 1 —1,5 кгс/см2 и доводить уровень сырья до определенной высоты. Температура в кубах поддерживается 200—260° С. При окислении выделяется тепло, которое регулируется по дачей воздуха. Продолжительность окисления составляет 18—40 ч, температура процесса — 250—280°. Когда битум достигает товарного качества, подачу воздуха прекращают, битум охлаждают циркуляцией через холодильник и откачивают на разливочную станцию. Здесь битум разливают в бункеры или ж.-д. цистерны. Высокоплавкие битумы разливают
8
Гудрон] i
Рис. 120. Принципиальная схема битумной установки непрерывного дей-
ствия:
1', S, 10; 11 — насосы 7, 12
J, s — печи, 3 — смеситель, 4 — реактор, в — испаритель; холодильники, 9 — сепаратор, 13 — емкость
в бумажные мешки ил и формуют из них болванки. Иногда горячий битум сливают в специальные котлованы, где он застывает. После этого его разрезают горячим ножом: на брикеты, которые транспортируют по железной дороге или автотранспортом.
Образовавшиеся в результате окисления процессов жидкие и газообразные продукты из кубов поступают в конденсатор-холодильник, где ча^ть их конденсируется, а оттуда — в сепаратор, где разделяются на газы и жидкость. Газы сжигаются, а жидкость добавляется к котельному топливу.
Установки периодического действия малоэффективны.
Принципиальная схема битумной установки непрерывного действия приводится на рис. 120.
Насос 1 забирает сырье и через печь 2 подает его в смеситель 3. В этот же смеситель компрессор подает воздух и насос 5 с низа испарителя 6 — циркулирующий продукт. Вся эта смесь из смесителя 3 направляется в реактор 4, где осуществляется окисление, а дальше — в испаритель 6. Здесь отделяются газообразные продукты от жидкости. С низа испарителя 6 часть битума подкачивается в смеситель 5, а из середины колонны готовый битум насосом 11 через холодильник направляется в емкость 13, откуда на розлив.
16*
243
Пары и газы, образовавшиеся в результате окисления, поступают в холодильник 7, а затем смесь разделяется в сепараторе 9 на таз и жидкость. Газ сжигается, а жидкость выводится с установки.
§ 3. Получение консистентных (пластичных) смазок
Консистентные смазки — это густые мазеобразные нефтепродукты, состоящие из нефтяного или синтетического масла и загустителя. В качестве загустителей могут применяться мыло, твердые углеводороды (парафины, церезины, нетролатумы, воск), и другие вещества (сажа, слюда, бентонит, мочевина).
Назначение их — смазка закрытых (в основном тяжелонагруженных) механизмов, предохранение различных изделий от действия внешней среды и герметизация различных систем.
Консистентные смазки делятся на универсальные (У) и специальные. По назначению существует и такая классификация:
1) антифрикционные; применяются для предотвращения износа (универсальны^- — солидолы и консталины, специальные — более 40 сортов);
2) консервационные, или защитные; применяются для предохранения металлических и кожаных изделий;
3) уплотнительные; применяются для герметизации различных систем.
Свойства смазок зависят от природы загустителя. Различают два способа получения консистентных смазок:
1) периодический;
2) непрерывный.
При периодическом способе получения антифрикционных смазок сначала приготовляют мыльную основу. В варочный аппарат (котел) загружают небольшое количество масла и жировой компонент. Смесь нагревают с добавгой водного раствора щелочи. Интенсивно перемешивая, температуру постепенно повышают до 100—130° С. В результате этого присходит омыление жиров (образование мыл) и выпаривание воды. После этого добавляют остальное количество масла, перемешивают и нагревают.
После варки смазку охлаждают (в котле или в специальном холодильном барабане) и сливают в тару.
Непрерывный способ получения консистентных смазок заключается в следующем: сухой мыльный порошок смешивают с половиной необходимого количества масла (приготовляют суспензию порошка мыла). Суспензию нагревают в подогревателе до определенной температуры. На выходе из теплообменника суспензия смешивается с остальным количеством масла. Смазка после смешения охлаждается в холодильнике. Компоненты дозируются специальными насосами.
Технология изготовления смазок на основе углеводородных загустителей очень проста и сводится в основном к тщательному смешению компонентов.
244
ГЛАВА VIII ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
§ 1. Методы очистки
Большинство нефтепродуктов, получаемых в результате переработки нефти, не являются товарными продуктами, так как содержат вредные примеси и нежелательные составные части (золуг соли минеральных и органических кислот, сернистые соединения, меркаптаны, твердые парафиновые углеводороды, асфальты, смолы, непредельные и ароматические углеводороды и др.), которые ухудшают их свойства.
Качество товарных нефтепродуктов зависит не только от качества сырья, совершенства процесса переработки, но и от очистки полученных продуктов. Очистка нефтепродуктов — это завершающий процесс всей технологии переработки нефти.
Для удаления нежелательных компонентов применяют различные методы очистки. По характеру воздействия реагента на нефтепродукт их можно разделить на следующие:
1) химические методы очистки реагентами;
2) физико-химические методы очистки при помощи разнообразных материалов.
При первом методе очистки реагенты вступают в химические реакции с нежелательными веществами. При втором методе применяют различные вспомогательные вещества, которые не взаимодействуют с нефтепродуктами, но выполняют свою роль на основе сорбционных, каталитических и других процессов.
При химических методах очистки применяют в качестве реагентов серную кислоту, щелочи, различные соли и др.
При физико-химических методах применяют адсорбенты, катализаторы и растворители.
Выбор метода очистки нефтепродуктов зависит от их качества, требований технических условий и ГОСТ, а также от технико-экономических показателей различных процессов очистки.
§ 2. Основные процессы очистки светлых нефтепродуктов
Для удаления вредных примесей и нежелательных компонентов из светлых нефтепродуктов применяют следующие процессы:
1) щелочную очистку;
2) кислотную очистку;
3) депарафинизацию;
4) адсорбционную очистку;
5) каталитическую очистку;
6) гидроочистку (очистку методом гидрогенизации).
Щелочная очистка заключается в том, что бензиновые, керосиновые и дизельные фракции обрабатывают растворами едкого-натра или кальцинированной соды. В результате этого из бензинов
245
удаляются сероводород и частично меркаптаны, из керосинов и дизельных топлив — нафтеновые кислоты. Недостаток очистки — безвозвратная потеря дорогого реагента и образование большого количества сернисто-щелочных стоков, которые трудно утилизировать.
Для удаления из нефтепродуктов непредельных и ароматических углеводородов, а также смолистых, азотистых и отчасти сернистых соединений применяют очистку серной кислотой. Этот процесс дополняют иногда щелочной очисткой с целью удаления следов серной кислоты и кислых продуктов реакции после сернокислотной очистки.
Недостаток процесса — сложность оборудования и малая производительность некоторых аппаратов.
Депарафинизация светлых нефтепродуктов применяется для понижения температуры застывания дизельных топлив. Этот процесс заключается в обработке нефтепродукта раствором карбамида (см. «Получение парафина»).
Адсорбционная очистка заключается в очистке светлых нефтепродуктов от смолистых, асфальтеновых и других нежелательных компонентов с помощью естественных глин, искусственных алюмосиликатов, активированного угля и других адсорбентов. Например, из крекинг-бензина с помощью отбеливающей глины можно удалить смолы, частично — сернистые соединения.
Каталитическая очистка алюмосиликатными катализаторами применяется для удаления непредельных углеводородов из бензинов каталитического крекинга. После такой очистки повышается октановое число бензинов. Сущность очистки заключается в том, что пары бензина пропускают через слой катализатора.
Гидроочистка применяется для удаления из нефтепродуктов серы, азота и кислорода. Этому методу очистки подвергают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции прямой перегонки сернистых и высокосернистых нефтей. Гидроочистка осуществляется введением водорода при повышенном давлении над катализаторами. Гидроочистка применяется и для очистки продуктов вторичного происхождения от непредельных углеводородов.
При гидроочистке водород вытесняет серу в виде сероводорода, а непредельные соединения, присоединяя водород, превращаются в предельные.
§ 3. Основные процессы очистки смазочных масел
Смазочные масла получают путем перегонки мазута на вакуумных и атмосферно-вакуумных установках. Для производства масел используют дистиллятные фракции перегонки мазута (выделяемые в интервалах 300—400° С, 350—420° С, 420—450° С) и остаточные, т. е. гудрон (выше 500° С).
Масла, полученные из дистиллятных фракций, называют ди-стиллятными, а из гудрона — остаточными.
246
При очистке смазочных масел применяют следующие основные процессы:
1) очистка селективными растворителями;
2) деасфальтизация;
3) депарафинизация;
4) гидроочистка;
5) сернокислотная и щелочная очистка;
6) адсорбионная очистка.
Селективными, или избирательными растворителями называют такие вещества, которые обладают способностью извлекать при определенной температуре из нефтепродукта только какие-то определенные компоненты, не растворяя остальных компонентов и не растворяясь в них.
Для очистки масел применяют следующие растворители: фенол, фурфурол, пропан, крезол, метилэтилкетон, ацетон, дихлорэтан, бензол, толуол. Они применяются для удаления из масел смол, асфальтенов, ароматических углеводородов и твердых парафиновых углеводородов.
Остаточные масляные фракции могут содержать более 50% вес. смол и асфальтенов, которые должны быть удалены. Для них очень трудно подобрать селективные растворители. Поэтому подбирают растворитель для ценных углеводородов масла, а асфалъто-смолистые вещества выпадают в осадок. В этом заключается процесс деасфальтизации. В данном случае растворителем является сжиженный пропан.
Иногда совместно используют два несмешивающихся растворителя, т. е. очистку масел проводят парными растворителями. Например, берут сжиженный пропан и смесь фенола и крезола. Пропан способствует осаждению смол, асфальтенов, а второй растворитель хорошо их растворяет. Оба растворителя имеют разные свойства и незначительно растворяются друг в-друге.
В результате селективной очистки образуются две фазы: полезные компоненты масла образуют рафинатную фазу, нежелательные примеси — экстрактную. Масло после отгонки от него растворителя называется рафинатом, экстрактная фаза после отгонки от нее растворителя называется экстрактом.
Рафинаты селективной очистки, полученные из парафинистых нефтей, содержат твердые углеводороды. При понижении температуры масла теряют подвилшостъ, становятся непригодными к эксплуатации. Это объясняется выделением твердых углеводородов. Для того чтобы масла были пригодными к эксплуатации при низких температурах, из них удаляют эти твердые углеводороды, т. е. проводят депарафинизацию рафинатов селективной очистки.
Твердый продукт, выделяемый из дистиллятных масел, называется гачем, а из остаточных масел — петролатумом (о депара-финизации масел см. «Получение парафина»).
247
После селективной очистки масла иногда подвергают гидроочистке. Цель гидроочистки масел — улучшение цвета и стабильности, повышение вязкостно-температурных свойств, снижению коксуемости и содержания серы. Гидроочистке подвергают дистил-лятные и остаточные масла (до или после депарафинизации и деасфальтизации). Побочными продуктами гидроочистки являются углеводородные газы (используются как топливо на установке), сероводород (используется для получения серы) и отгон (используется как добавка к котельным топливам).
Сернокислотная очистка масел применяется для удаления из масляной фракции асфалъто-смолистых соединений, непредельных углеводородов, нафтеновых кислот и частично азотисто-сер-нистых и ароматических соединений. В результате реакции обра-уются два слоя: верхний — углеводороды масла и незначительное количество продуктов реакции и серной кислоты (растворенной в масле) и нижний — продукты реакции, избыток кислоты, соединений, растворившихся в кислоте, и масла, увлеченного вниз. Так как в верхнем слое имеются следы серной кислоты, нефтяных кислот и сульфокислоты, то их удаляют из масел нейтрализацией раствором едкого натра. В результате щелочной обработки образуются соли, которые переходят в щелочной раствор. Щелочные отходы отделяют, а масло промывают паровым конденсатом для удаления остатков солей нафтеновых кислот, после чего подсушивают воздухом.
Адсорбционная очистка масел заключается в извлечении из них смолистых и сернистых соединений, непредельных и ароматических углеводородов путем адсорбции. Таким образом можно извлечь органические кислоты, остатки растворителей и серной кислоты. Этот процесс улучшает стабильность ыасла, вязкость и цвет его, а также коксуемость.
Адсорбентами являются природные глины и искусственные алюмосиликаты.
Адсорбционная очистка может осуществляться путем контакта масла с тонкоизмельченным адсорбентом или фильтрованием через •слой гранулированного адсорбента.
ГЛАВА IX
ОБЩЕЗАВОДСКОЕ ХОЗЯЙСТВО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
§ 1. Прием, транспортировка и хранение нефти и нефтепродуктов
На нефтеперерабатывающий завод нефть может поступать по трубопроводу, по железной дороге или по воде.
При транспортировании по трубопроводу нефть подается в сырьевой резервуарный парк непосредственно; при транспор-
248
тировании по воде она откачивается в сырьевой резервуарнют парк насосами транспортных средств (танкеров или барж); при транспортировании по железной дороге на заводе сооружают специальные эстакады. Со сливных эстакад нефть подается в сырьевые резервуары насосами.
Товарная продукция из товарного резервуарного парка отправляется через наливные эстакады, которые сооружаются для определенной группы нефтепродуктов.
Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется в резервуар-ных парках.
Сырьевой резервуарный парк предназначен для хранения только нефти. Суммарный объем резервуаров должен обеспечить бесперебойную работу завода в течение семи суток при доставке нефти по железной дороге или трубопроводом или в течение 10 суток при доставке нефти по воде. Объем одного резервуара — 20 тыс. — 50 тыс м3.
Товарные парки служат для хранения готовой продукции. Объем товарных парков устанавливается в зависимости от сроков хранения: жидкие нефтепродукты — 15 суток, кроме сжиженных газов, для которых срок хранения 1 сутки. Масла, присадки, битум, кокс и другие продукты имеют свои особые сроки хранения. Объем одного резервуара — от 10 м3 до 11 тыс. м3.
Кроме сырьевых и товарных парков имеются промежуточные парки и парки смешения.
Промежуточные парки служат для хранения сырья соответствующих технологических установок. Объем парка выбирается исходя из двухсуточного запаса сырья (за исключением установок перерабатывающих сжиженные газы). Объем одно резервуара — от 100 до 3000 м3.
Парки смешения служат для приготовления товарных продуктов. Различные продукты из тех о логических установок поступают в резервуары парков смешения, где перемешиваются путем циркуляции. Здесь к продуктам добавляют присадки.
Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов бывают разной конструкции: стальные и железобетонные, наземные,, полуподземные и подземные, вертикальные, горизонтальные и шаровые, с плавающей крышей и плавающим понтоном и т. п.
Внутризаводской транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляется по трубопроводам, самотеком или насосами. Газы транспортируются с помощью компрессоров. Различают: насосные-станции внутри установок, при резервуарных парках, сливо-паливных эстакадах, насосных нефтеловушек, оборотного водоснабжения и т.д. Тип применяемых насосов — центробежные в поршневые. Компрессорные станции бывают газовые и воздушные; газовые t— 'для сжатия и транспортирования газа, воздушные — для сжатия воздуха и подачи его для соответствующих технологических нужд.
249
§ 2. Энергоснабжение завода
Нефтеперерабатывающий завод — крупный потребитель тепловой энергии водяного пара, электроэнергии и топлива.
Водяной пар необходим для привода в действие паровых насосов и компрессоров, для технологических нужд: в ректификационных колоннах, трубчатых печах, теплообменниках, кипятильниках и т. д.
Водяной пар заводы получают с тепловой электростанции (ТЭЦ), обеспечивающей завод не только тепловой, но и электрической энергией. В зависимости от потребностей завод получает пар различных параметров. Конденсат пара собирается и возвращается на ТЭЦ.
Отопление производственных помещений и горячее водоснабжение осуществляется водяным паром или горячей водой. Тепло отходящих горячих газов и нефтепродуктов в котлах-утилизаторах можно использовать для получения значительного количества водяного пара и горячей воды.
Основной источник электроснабжения — ТЭЦ. аварийный — ближайшая районная подстанция энергосистемы.
Основные потребители электроэнергии — электродегидраторы, осветительные устройства, электродвигатели насосов, компрессоров, вентиляторов, газодувок, воздуходувок и т. д.
В печах технологических установок используют в качестве топлива мазут и углеводородный газ. Топливное хозяйство включает резервуарный парк мазута и насосную для передачи его на установки Искусственный газ установок может обеспечить до 50% потребности завода.
§ 3. Водоснабжение и канализация
На нефтеперерабатывающем заводе вода расходуется в технологических установках на конденсацию и охлаждение нефтепродуктов, на рассеяние реагентов, на промывку нефтепродуктов и т. п. Кроме того, вода потребляется для противопожарных и хозяйственно-питьевых нужд. В зависимости от назначения к качеству воды предъявляются разные требования.
Производственное водоснабжение осуществляется по оборотной системе, т. е. вода используется несколько раз. Горячая вода после конденсаторов и холодильников направляется на градирни.*В случае необходимости перед градирней вода попадает в нефтеотделитель. Охлажденная вода из бассейна градирни насосом возвращается потребителю.
Потерю воды, находящейся в системе циркуляции, постоянно пополняют подачей свежей воды. Оборотная вода подвергается химической обработке с целью предупреждения выпадения из нее солей кальция и магния.
250
Кроме воды, находящейся в системе циркуляции (потребитель -> охлаждающее устройство —>• потребитель), на завод подается свежая воды для производственных нужд (питания котлов г приготовления растворов реагентов, промывки некоторых продуктов после щелочной очистки, пополнение оборотной воды и т. п.).
Хозяйственно-питьевая вода используется для питья, в душевых и санузлах.
Источником этой воды являются речная вода (после очистки) или подземные воды.
Система противопожарного водоснабжения подключена к системе свежей производственной или хозяйственно-питьевой воды. Резерв этой воды хранится в специальных пожарных резервуарах или водоемах.
Производственно-дождевые и бытовые сточные воды собираются в одну систему канализации, нейтральные нефтесодержащие производственно-дождевые стоки — в другую систему, а сточные воды, содержащие соли, минеральные или органические-кислоты, сернистые соединения, фенолы и т. п., — в третью систему. Стоки каждой системы проходят очистку на очистных сооружениях по отдельной схеме. Бытовые стоки проходят очистку от механических примесей и биологическую очистку, производственно-дождевые очищаются путем механического отстаивания или фильтрования. При этом нефтепродукты улавливаются в нефтеловушках, а грубые взвешенные частицы — в песколовках. После-этого воды отстаиваются, фильтруются и доочищаются биологическим способом.
Стоки третьей системы очищаются от механических примесей, нейтрализуются, доочищаются биологическим способом совместно-с бытовыми стоками и сбрасываются в водоем.
Нефтепродукты, уловленные после очистки сточных вод, освобождаются от воды и повторно перерабатываются.
Очистка сточных вод имеет большое народнохозяйственное значение.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бурдынь Т. А., 3 а к с Ю. Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. М., «Недра», 1975, 215 с.
2. Васильевский В. Н., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, 342 с.
3. Л у т о ш к и н Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.г «Недра», 1974, 184 с.
4. М у р а в ь е в В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, 381 с.
5. Середа Н. Г., Соловьев Н. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1974.
6. Транспорт и хранение нефти и газа. М., «Недра», 1975, 248 с.
7. Элияшевский И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., «Недра», 1974, 512 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Введение
РАЗДЕЛ I БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЕЛХ СКВАЖИН
Глава I. Способы бурения скважин на нефть и газ.......
§ 1. Понятие о суровой скважине. Классификация скважин
по назначению ..................
t* 2. Способы бурения скважпн на нефть и газ.......
§ 3. Выбор способа бурения...............
§ 4. Цикл строительства скважины............
Глава II. Буровые установки и наземные сооружения.......
§ 1. Типовая схема расположения оборудования на буровой
§ 2. Основные типы буровых установок..........
J) 3. Приводы буровых 5становок.............
§ 4. Выбор буровой установки.............
§ 5. Наземные соор}жения и буровое оборудование .... § 6. Методы строительства буровых установок.......
Глава III. Основной и вспомогательный инструмент.......
§ 1. Буровые долота и и\ классификация.........
§ 2. Бурильные трубы и их классификация........
§ 3. Правила эксплуатации бурильной колонны......
Промывка скважин.................
Промывочные растворы ...............
Химическая обработка растворов...........
Утяжеление раствора................
Приготовление и очистка раствора..........
Особенности бурения с продувкой воздухом (газом) . .
Осложнения, возникающие при бурении........
Р_ежим^бу рения ..................
Влияние параметров режима бурения на рейсовую скорость .......................
Технологические особенности различных способов бурения .......................
§ 3. Документация при бурении скважин .......
VII. Разобщение пластов ..............
§ 1. Основные технологические характеристики обсадных тр> б
§ 2. Конструкция скважин ...............
§ 3. Усилия, действующие на обсадную колонну в скважине
§ 4. Конструкция низа обсадной колонны ........
252
Глава IV.
Глава VI.
§ 1. § 2
Глава
8 10 М 15
18 21 25 26 26 36
36
36 43
48
49
49 52 53 53 55
57 60
61
61 62
63
63 64 67 69
Стр.
§ 5. Подготовка к спуску обсадной колонны........ 71
§ 6,/Основные методы тампонажа скважин......... 72
Глава VIII. Бурение скважин в заданном направлении....... 77
§ 1. Б уренйе вертикальных скважин и основные причины
их искривления .................. 77
§ 2,. Наклонно-направленные скважины.......... 79
Глава IX. Аварии в бдюнии.................. 83
§ 1. Характерные аварии в бурении............ 83
§ 2. Меры по предупреждению аварий........... 84
Глава X. Технико-экономические показатели и документация в бурении ....................... 85
РАЗДЕЛ II
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Глава I. Физические основы добычи нефти.......... 88
§ 1. Физические свойства нефтегазосодержащих пород ... 88
§ 2. Состав нефти и газа................. 89
§ 3. Фракционный состав нефти............. 91
§ 4. Физические свойства нефти............. 93
§ 5. Попятный (нефтяной) газ и его свойства........ 96
§ 6. Воды нефтяных месторождении............ 97
§ 7. Силы, действующие в продуктивном пласте...... 98
§ 8. Режимы эксплуатации месторождений........ 99
§ 9. Основные понятия и определения в добыче нефти .... 100
Глава II. Подготовка нефтяных скважин к эксплуатации .... 102
§ 1. Основные принципы разработки нефтяных месторождений ........................ 102
§ 2. Вскрытие нефтяных пластов............. 104
§ 3. Освоение нефтяных скважин............. 106
§ 4. Цели и задачи исследования скважин ........ 107
Глава III. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин..... 108
§ 1. Условия фонтанцраванпя- -ек&ажиа ,......... К 8
§ 2. Оборудование фонтанных скважин.......... 108
§ 3. Пуск фонтанных скважин в эксплуатацию и регулирование режима их работы............... 110
§ 4. Раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной ......................... 112
Глава IV. Компрессорная эксплуатация скважин........ ИЗ
§ 1. Принцип действия компрессорного подъемника .... 113
§ 2. Конструкции компрессорных подъемников......' 114
§ 3. Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию .... 116
§ 4. Способы снижения пусковых давлений........ 118
§ 5. Распределение рабочего агента по скважинам..... 119
§ 6. Обслуживание компрессорных скважин........ 120
§ 7. Бескомпрессорный газлифт и периодическая компрессорная эксплуатация скважины............. 120
Глава V. Эксплуатация скважины глубинными насосами .... 122
§ 1. Эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами ........................ -I ??._
§ 2. Весштанювые насосные установки.......... 130
253
Глава VI. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты Глава VII. Методы увеличения производительности скважин . . .
§ 1. Кислотная обработка тжва'Жин............
§ 2. Гидравлический разрыв пласта............
§ 3. Гидропескоструйная перфорация...........
§ 4. Торпедирование скважины .............
§ 5. Тепловая обработка призабойных зон.........
§ 6. Обработка призабойной зоны поверхностно-активными
веществами ....................
§ 7. Использование ударной волны............
§ 8. Использование пороховых lasou...........
Глава VIII, Подземный ремонт скважин.............
§ 1. Оборудование и инструуенты, применяемые при текущем
подземном ремонте скважин.............
§ 2. Очистка скважины от песчаных пробок ........
§ 3. Капитальный ремонт скважин............
РАЗДЕЛ III СБОР, ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ПОПУТНОГО ГАЗА
Стр. 134 136
137 139 140 141 141 142
143 143
14
144 146 149
Глава I.
§ 1. § 2.
Глава II.
I
Глава III.
§ 1.
§ 2. § 3.
Глава IV.
§ 1. § 2.
Глава V.
§ 1.
Системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин . . . _. ...................
Применяемые системы сбора и транспорта продукции
нефтяных скважин .................
Выбор системы сбора и транспорта продукции нефтяных ^кважин
Установки для измерения и сепарации продукции скважин ......).................
.Замерные установки
Резервуарные парки и насосные станции......,
Назначение и виды резервуаров и резервуарных парков
для хранения нефти .................
Учет товарпой продукции в резервуарах.......
Насосные станции для перекачки нефти........
Компрессорные станции для перекачки попутного газа
Принципиальная схема компрессорной станции .... Автоматизация компрессорных станций........
Внутрипромыеловый трубопроводный транспорт ....
Транспортирование парафинистых и высоко вязких неф-
§ 2. § 3.
Глава VI.
§ 1.
§ 2.
Глава VII.
§ I-§ 2.
254
теи
Тр>бопроводпая арматура..............
Газопроводы для сбора попутного газа........
Подготовка нефти на месторождениях к переработке
Обезвоживание и обессоливание нефтей........
Стабилизация нефти ................
Подготовка попутного газа к транспорту и переработке
Очистка поп>тного газа от сероводорода и углекислоты Осушка газов ...................
150 159
160 160
Шг
168
168 170 170
171
172 173
174
175 175 177
178
179 184
185
186 188
Стр. Глава VIII. Подготовка воды для заводнения пластов....... 190
§ 1. Водоочистные установки .............. 190
Глава IX. Транспортирование нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния ....................
§ 1. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
192
193
§ 2. Железнодорожный транспорт нефти и нефтепродуктов 195 § 3. Водный транспорт нефти и нефтепродуктов...... 197
РАЗДЕЛ IV ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ПОПУТНОГО ГАЗА
Глава I. Л Классификация нефтей и нефтепродуктов
1. Классификация нефтей
§ 2. Классификация нефтепродуктов ...........
ГЛ2)вэ^Н^^-х Эксплуатационные свойства моторных топлив ....
§ 1. Эксплуатационные свойства карбюраторных топлив . . § 2. Эксплуатационные свойства дизельных топлив .... § 3. Эксплуатационные свойства реактивных топлив .... § 4. Эксплуатационные свойства нефтяных масел.....
Глава III. Первичная перегонка нефти.............
§ 1. Основы процесса перегонки нефти..........
§ 2. Основные варианты первичной переработки нефти . . .
§ 3. Типы трубчатых установок для перегонки нефти ....
§ 4. Основные технико-экономические показатели атмосферно-
вакуумных установок ................
Глава IV. Термические процессы деструктивной переработки нефтяного сырья ...................
§ 1. Термический крекинг под высоким давлением.....
§ 2. Коксование (или термический крекинг нефтяных остатков при низком давлении)..............
§ 3. Пиролиз или высокотемпературный крекинг под низким давлением .....................
Глава V. Каталитический крекинг и каталитический риформинг
§ 1. Установки каталитического крекинга........
§ 2. Принципиальная технологическая схема установки каталитического -крекинга с кипящим слоем пылевидного катализатора ...................
§ 3. Каталитический риформинг .............
§ 4. Технико-экономическая характеристика процессов каталитического крекинга и риформинга .........
Глава VI. Переработка углеводородных газов..........
§ 1. Общие положения .................
§ 2. Метод переработки попутных нефтяных газов.....
§ 3. Искусственные газы ................
§ 4. Основные объекты газоперерабатывающего завода . . § 5. Принципиальная схема газофракционирующей установки § 6. Получение высокооктановых компонентов бензина . . § 7. Основные химические продукты, получаемые на основе нефтяных гачов...................
200
200 201
203
203 205 205 206
208
208 209 210
214 214
218
221 223 225
225 227
229 230
230 232 234 234 236 238
238
255
различного назначения
Глава VII. Производство нефтепродуктов
§ 1. Получение парафина ................
§ 2. Получение битумов.................
§ 3. Получение консистентных (пластичных) смазок . . .
Глава VIII. Технология очистки нефтепродуктов.........
!? 1. Методы очистки ..................
§ 2. Основные процессы очистки светлых нефтепродуктов § 3. Основные процессы очистки смазочных масел.....
Глава IX. Общезаводское хозяйство нефтеперерабатывающего завода .......................
§ 1. Прием, транспортировка и хранение нефти и нефтепродуктов ......................
§ 2. Энергоснабжение завода ..............
§ 3. Водоснабжение и канализация............
Стр. 239
239 242 244
245
245 245 246
248
248 250 250
Список литерат>ры ...................... 251
ИГОРЬ ВАСИЛЬЕВИЧ ЭЛИЯШЕВСКИЙ
ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Редактор издательства Е. А. Петрова
Переплет художника С. А. Смирновой
Художественный редактор В. В. Шутъко
Технический редактор В. В Максимова
Корректор Э. А. Ляхова
Сдано в набор 8/XII 1975 г. Подписано в печать 16/111 1976 г. Т-07020
Формат 60 X 90Vie. Бумага для 1луб. печати Псч. л 16,0. Уч.-изд. л.16,91
Тираж 10 000 экз. Заказ № 69J/4404-6 Цена 79 коп.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография Л"» 0 Союзполиграфпрома Государственного комитета Совета
Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
196006, г. Ленинград, Московский пр , 91.
На главную страницу