Содержание
Введение ……………………………………………………………………2
I. Классификация процессов переработки нефти …………………………..4
1. Основные этапы нефтепереработки ………………………………………4
1.1. Подготовка нефти к переработке ………………………………………4
1.2. Первичная переработка нефти ………………………………………….5
1.3. Вторичная переработка нефти ………………………………………….7
1.4. Очистка нефтепродуктов ………………………………………………..9
II. Общая характеристика технологий подготовки
нефти к переработке ………………………………………………………10
2.1. Обессоливание и обезвоживание нефти ………………………………11
2.2. Стабилизация нефти ……………………………………………………14
2.3. Очитка от серы ………………………………………………………….15
III. Общая характеристика технологий первичной
перегонки нефти ………………………………………………………….16
3.1. Атмосферная перегонка ………………………………………………..16
3.2. Вакуумная перегонка …………………………………………………..18 IV. Общая характеристика технологий очистки
нефтепродуктов …………………………………………………………..19
4.1. Очистка светлых нефтепродуктов ……………………………………...21
4.2. Очистка смазочных масел ………………………………………………23
Заключение ……………………………………………………………………26
Список используемой литературы …………………………………………..27
Введение
Перегонка нефти была известна еще в начале нашей эры. Этот способ применяли для уменьшения неприятного запаха нефти при ее использовании в лечебных целях. В небольшом количестве нефть перегоняли в колбах, а в большем ─ в кубах.
В 1823 г. завод по перегонке нефти соорудили вблизи Моздока крепостные крестьяне, мастера смолокурения братья Дубинины. Нефтеперегонная установка представляла с собой железный куб с медной крышкой, вмазанный в печь. Из крышки куба выходила трубка, проходящая через бочку с водой. Пары нефти, выделяющиеся при ее нагреве, охлаждались водой и конденсировались. Как только эта жидкость начинала темнеть, топку тушили, а густой остаток в кубе - мазут - выбрасывали. Из 40 ведер нефти получали 16 ведер фотогена (аналога керосина). Двадцать ведер оставалось в кубе в виде мазута, а 4 «угорали» - терялись в процессе перегонки.
Совершенствовалась техника перегонки нефти. Если первоначально она производилась в кубах периодического действия, аналогичных тем, что использовали братья Дубинины. Однако такая технология перегонки не обеспечивала надежного разделения нефти на фракции, поскольку температурные границы отбираемых фракций определялись «на глазок».
Со временем кубовые установки превратились в кубовые батареи - набор соединявшихся друг с другом кубов, каждый из которых служил для получения определенной нефтяной фракции. К концу XIX в. были разработа-ны кубовые батареи непрерывного действия. В них использовался принцип регенерации тепла: получаемые горячие нефтяные фракции отдавали свое тепло нефти, поступающей на переработку. Это позволило резко увеличить производительность установок. Так, установка, предложенная в 1886 г. В.Г. Шуховым Ф.А. Инчиком, позволяла ежесуточно перегонять количество нефти, в 27 раз превышающее объем аппарата, тогда как аналогичный показатель для куба периодического действия равен 1,5, а для кубовой батареи - 4.
На протяжении почти всего XIX в. целью перегонки нефти было, в основном, получение керосина. Его качество и выход зависели от природы нефти, технологии ее перегонки и других факторов.
Наряду с перегонкой развивались и другие способы нефтепереработ-ки. В 1879 г. при консультации Д.И. Менделеева недалеко от Ярославля был построен первый в мире завод для производства смазочных масел из мазута. А в 1891 г. В.Г. Шухов и С. Гаврилов изобрели способ получения легких углеводородов расщеплением тяжелых углеводородов при высоких температуре и давлении. Данный процесс получил название крекинга. Авторство этого изобретения пытался присвоить себе американский химик Ум. Бартон. Судебное дело по крекинг-процессу возникло в результате скандала двух американских фирм, затеявших между собой патентную тяжбу. Однако международный суд установил, что изобретателями крекинг-процесса являются российские ученые, а все изобретенное в последствии - это просто усовершенствование.
I
.
Классификация процессов переработки нефти.
1. Основные этапы нефтепереработки.
С момента поступления на нефтеперерабатывающий завод нефть и получаемые из нее нефтепродукты проходят следующие основные этапы:
1. Подготовка нефти к переработке (обезвоживание, обессоливание);
2. Первичная переработка (перегонка) нефти;
3. Вторичная переработка нефти (термические методы ─ коксование,
пиролиз, термический крекинг; каталитические методы ─ риформинг,
каталитический крекинг, гидрогенизационные процессы);
4. Очистка нефтепродуктов.
1.1. Подготовка нефти к переработке
Для обеспечения высоких показателей работы установок по переработке нефти в них необходимо подавать нефть с содержанием солей не более 6 г/л и воды 0,2%. Поэтому нефть, поступающую на нефтеперераба-
тывающий завод (НПЗ), подвергают дополнительному обезвоживанию и обессоливанию.
Эта доочистка осуществляется на электрообессоливающих установках ЭЛОУ. Нефть двумя потоками с помощью насосов прокачивается через подогреватели, где нагревается отработавшим паром. После этого в нее добавляется деэмульгатор и нефть поступает в отстойники, где от нее отделяется вода. Для вымывания солей в нефть добавляют щелочную воду.
Основное ее количество затем отделяют в электродегидраторе первой ступени. Окончательное обезвоживание нефти осуществляется в электордегидраторе второй ступени.
1.2. Первичная переработка нефти
Переработка нефти начинается с ее перегонки
. Нефть представляет собой сложную смесь большого количества взаимно растворимых углево-
дородов, имеющих различные температуры начала кипения. В ходе пере-
гонки, повышая температуру, из нефти выделяют углеводороды, выкипа-
ющие в различных интервалах температур.
Для получения данных фракций применяют процесс, называемый ректификацией
и осуществляемый в ректификационной колонне
. Ректификация
─ это процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты.
В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные
, тарельчатые
, роторные
и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления
, атмосферные
и вакуумные
. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования, на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефти, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.
Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой 20…30 м и диаметром 2…4 м. Внутренность колонны разделена на отдельные отсеки большим количеством горизонтальных дисков, в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти и жидкости.
Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 350…3600
С. При этом легкие углеводороды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше 3500
С представляет собой мазут.
После ввода данной смеси в ректификационную колонну мазут стекает вниз, а углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии, поднимаются вверх. Кроме того, вверх поднимаются пары углеводородов, испаряющиеся из мазута, нагреваемого в нижней части колонны до 3500
С.
Поднимаясь вверх, пары углеводородов постепенно остывают, их температура в верхней части колонны становится равной 100 …1800
С. Этому способствуют как теплоотдача в окружающую среду, так и искусственное охлаждение паров в колонне путем распыливания части сконденсированных паров (орошение).
По мере остывания паров нефти конденсируются соответствующие углеводороды. Технологический процесс рассчитан таким образом, что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фракция, ниже ─ керосиновая, еще ниже ─ фракция дизельного топлива. Несконденсировавшиеся пары направляются на гаофракционирование, где из них получают сухой газ (метан, этан), пропан, бутан и бензиновую фракцию.
Перегонка нефти с целью получения указанных фракций (по топливному варианту) производится на атмосферных трубчатых установках (АТ). Для более глубокой переработки нефти используются атмосферно-вакуумные трубчатые установки (АВТ), имеющие кроме атмосферного вакуумный блок, где из мазута выделяют масляные фракции (дистилляты), вакуумный газойль, оставляя в остатке гудрон.
1.3. Вторичная переработка нефти
Методы вторичной переработки нефти делятся на две группы ─ термические и каталитические.
К термическим методам
относятся термический крекинг, коксование и пиролиз.
Термический крекинг
─ это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов на более легкие при температуре
470 ...5400
С и давлении 4 …6 МПа. Сырьем для термического крекинга является мазут и другие тяжелые нефтяные остатки. При высокой температуре и давлении длинноцепочные молекулы сырья расщепляются и образуются более легкие углеводороды, формирующие бензиновую и керосиновую фракции, а также газообразные углеводороды.
Коксование
─ это форма термического крекинга, осуществляемого при температуре 450 …5500
С и давлении 0,1 …0,6 МПа. При этом получаются газ, бензин, керосиногазойлевые фракции, а также кокс.
Пиролиз
─ это термический крекинг, проводимый при температуре 750 … 9000
С и давлении близком к атмосферному, с целью получения сырья для нефтехимической промышленности. Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах, бензины первичной перегонки, керосины термического крекинга, керосиногазойлевая фракция. В результате пиролиза получают газы ─ этилен, пропилен, бутадиен, ацетилен, а также жидкие продукты ─ бензол, толуол, ксилол, нафталин и другие ароматические углеводороды.
К каталитическим методам
относятся каталитический крекинг, риформинг, гидрогенизационные процессы.
Каталитический крекинг
─ это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при температурах 450 …5000
С и давлении 0,2 МПа в присутствии катализаторов ─ веществ, ускоряющих реакцию крекинга и позволяющих осуществлять ее при более низких, чем при термическом крекинге, давлениях.
В качестве катализаторов используются, в основном, алюмосили-
каты и цеолиты.
Сырьем для каталитического крекинга являются вакуумный газойль, а также продукты термического крекинга и коксования мазутов и гудронов. Получаемые продукты ─ газ, бензин, кокс, легкий и тяжелый газойли.
Риформинг
─ это разновидность каталитического крекинга, осуществляемого при температуре около 5000
С и давлении 2 … 4 МПа с применением катализаторов из окиси молибдена или платины. Риформингу подвергают обычно низкооктановый бензин прямой гонки с целью получе- ния высокооктанового бензина. Кроме того, при риформинге можно полу- чать ароматические углеводороды ─ бензол и толуол.
Гидрогенизационными
называются процессы переработки газой- лей, мазутов, гудронов и других продуктов в присутствии водорода, вводи- мого в систему извне. Гидрогенизационные процессы протекают в присутствии катализаторов при температуре 260 …4300
С и давлении 2 …32 МПа. В этих условиях введенный извне водород присоединяется к разорван- ным длинно-цепочным молекулам, образуя большое количество легких углеводородов, соответственно количество кокса на выходе уменьшается.
Таким образом, применение гидрогенизационных процессов позволяет углубить переработку нефти, обеспечив увеличение выхода светлых нефтепродуктов.
К гидрогенизационным относятся следующие процессы:
1) деструктивная гидрогенизация;
2) гидрокрекинг;
3) недеструктивная гидрогенизация;
4) деалкилирование.
Данные процессы требуют больших капиталовложений и резко увеличивают эксплуатационные расходы, что ухудшает технико-экономические показатели заводов. Затраты тем больше, чем выше давление, применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракционному составу является сырье и чем больше в нем серы.
1.4. Очистка нефтепродуктов
Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, зависят от вида используемого сырья, применяемого процесса его переработки, технологического режима установки. Для удаления вредных примесей дистилляты подвергаются очистке.
II
. Общая характеристика технологий подготовки
нефти к переработке.
Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м3/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:
—
обезвоживание (дегидратация) нефти;
—
обессоливание нефти;
—
удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация
нефти;
—
очистка от серы.
На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На (рис. 1) представлена подобная система.
Сырая нефть из скважин (1) под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) (2), в которых нефтяной газ отделяется от жидкости, и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой, и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) (3) в дожимную насосную станцию (4), где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) (5), а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) (6). На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки (7). Очищенная вода закачивается насосами (8) в нефтяной пласт через нагнетательные скважины (9). Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары (10), из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» (11) для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары (12) и из них в магистральный нефтепровод (13), транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.
В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.
2.1. Обессоливание и обезвоживание нефти.
Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатыва - ющих заводах (НПЗ).
Для обезвоживания нефти
применяют так называемые термические установки, работающие при t = 50-800
С и атмосферном давлении 0,5-1,0 МПа и t = 120-1600
С.
Для обессоливания нефти
применяют электрообессоливающие установки, при тщательном перемешивании приливают 5-10% пресной воды с добавкой деэмульгатора.
В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.
Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неионогенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил - и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоновые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессоливания, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле.
Рис.1.
Схема сбора нефти, газа и воды на нефтяных промыслах:
1 — скважины; 2 — групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистральный нефтепровод.
Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На (рис.2) представлена принципиальная схема ЭЛОУ.
Нефть из сырьевого резервуара (1) с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник (2), подогревается в подогревателе (3) до 80-1200
С и поступает в смеситель (4), в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры (5) и (6) — цилиндрические аппараты со смонтированными внутри электродами, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 8—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник (2) и после охлаждения в холодильнике (7) поступает в сборник (8). Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе (9) и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ. После такой обработки содержание солей остается в пределах 10 - 40 мг/л.
Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.
Рис. 2. Принципиальная схема ЭЛОУ:
1
— резервуар нефти; 2 — теплообменник; 3 — подогреватель;
4 — смеситель; 5 — электродегидрататор I ступени; 6 — электродегидрататор II ступени; 7 — холодильник; 8 — сборник обессоленной нефти; 9 — нефтеотделитель.
2.2. Стабилизация нефти.
Стабилизация нефти
заключается в отгонке пропанобутановой фракции в специально оборудованных печах. Она осуществляется после её обезвоживания и обессоливания. Необходима для того, чтобы снизить потери ценных углеводородов при её транспортировке.
Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1 — C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти.
В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.1), или на газоперерабат
В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах - газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1 — C4.
2.3.
Очитка от серы.
Сырая нефть содержит сероводород (H2
S) и другие соединения, содержащие серу. При перегонке нефти, соединения содержащие серу расщепляются, образуя преимущественно сероводород, который попадает в нефтезаводской газ или во фракцию сжиженного газа. Так как сероводород обладает свойствами слабой кислоты, то его можно удалить слабым основанием. Полученный сероводород можно сжечь при недостатке кислорода в присутствии катализатора Al2
O3
при t = 4000
C:
2H2
S + O2
→ 2H2
O + 2S
ценный побочный продукт
Около 75% всей элементарной серы, используемой в промышлен - ности, получают из сырой нефти и природного газа.
III
. Общая характеристика технологий первичной
перегонки нефти.
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов. АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки. 3.1. Атмосферная перегонка.
Нефть разделяется при атмосферном давлении на фракции с различными пределами температуры кипения. Причем каждая фракция содержит присущие ей группы углеводородов, отличающихся как химической структурой, так и молекулярной массой (табл. 1).
Таблица 1. Углеводородные фракции, получаемые при перегонке нефти
| Фракция
|
t0
кип. 0 С |
Число атомов углерода в молекулах УВ
|
Применение
|
| Газы | < 40 | 1-4 | Сжижают и получа-ют сжиженный неф-тяной газ. Исполь- зуют как топливо или для получения этилена. Сырье для получения водорода. |
| Бензин прямой пере-гонки | 40-100 | 4-8 | Используется для получения различ-ных сортов мотор-ного топлива. |
| Лигроин (нафта) | 80-100 | 5-12 | Большую часть под-вергают риформин-гу для превращения в бензин. Сырье для получения различ-ных химических веществ. |
| Керосин | 160-250 | 12-18 | Получают парафи-ны. Подвергают крекингу для полу-чения бензина. Как горючее для ракет и самолетов. |
| Газойль | 270-350 | 14-25 | Дизельное горючее. |
| Мазут: | Подвергают вакуумной перегонке | ||
1.Смазочные масла и воск |
350-500 | 20-35 | В качестве жидкого котельного топлива для получения электрич. энергии и водяного пара (пром.предприятия, электростанции, корабельные двигатели). Смазка. |
| 2. Парафин | Труднолетучие вещества | 25-40 | Изоляционный мате-риал, используется в медицине и пище-вой промышленнос-ти. |
3. Битум, асфальт, гудрон |
>500 | >35 | Гидроизоляционные материалы в строи-тельстве. Дорожное покрытие. |
Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут. Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем, температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху.
В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны. 3.2. Вакуумная перегонка
. Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля). Остатком вакуумной перегонки является гудрон или полугудрон. Полугудроном называют остаток, получаемый в результате неглубокого отбора масляных фракций. Полугудрон после глубокой очистки используют для производства высоковязких, так называемых остаточных масел, а гудрон — для дорожных покрытий.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С. Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.
IV
. Общая характеристика технологий очистки
нефтепродуктов.
В процессе получения, транспортировки, хранения и использования нефтепродуктов происходит их загрязнение водой и различными механическими примесями – сернистыми и азотистыми соединениями, щелочами, водорастворимыми кислотами, асфальтово-смолистыми веществами, биозагрязнениями и многим другим. Вполне естественно, что попадания инородных веществ в нефтепродукты неизбежны. Вода, например, растворяется из воздуха, а также может попасть в виде инея со стенок баков. Однако также естественно и то, что все это заметно ухудшает эксплуатационные свойства топлив и масел и приводит к значительному экономическому ущербу, приводя к таким проблемам, как износ оборудования ввиду ускорения коррозии, перемораживание оборудования в зимнее время и снижение эффективности каталитических процессов.
Очистка нефтепродуктов
─ это удаление из нефтепродуктов (дистиллятов и остатков от перегонки нефти) нежелательных компонентов, отрицательно влияющих на эксплуатационные свойства топлив и масел. К таким компонентам относятся сернистые и азотистые соединения, асфальтово-смолистые вещества и др. В промышленности применяются химические, физико-химические и каталитические методы очистки.
Химическая очистка
производится путём воздействия различных реагентов
на удаляемые компоненты очищаемых продуктов. Наиболее простым способам является очистка 92—98%-ной серной кислотой и олеумом, применяемая для удаления непредельных и ароматических углеводородов, асфальтово-смолистых веществ, азотистых и сернистых соединений, и очистка щелочами (растворамиедкого натра и кальцинированной соды) — для удаления некоторых кислородных соединений, сероводорода и меркаптанов. Для удаления сернистых соединений применяют плюмбит натрия и некоторые др. реагенты.
Физико-химическая очистка
производится с помощью растворителей
, избирательно удаляющих нежелательные компоненты из очищаемого продукта. Неполярные растворители (сжиженные газы — пропан и бутан) применяются для удаления из остатков после переработки нефти (гудронов и полугудронов) асфальтово-смолистых веществ, полициклических (тяжёлых) ароматических углеводородов (процесс деасфальтизации). Полярные растворители (фенол, фурфурол и др.) используются для удаления полициклических ароматических и нефтено-ароматических углеводородов с короткими боковыми цепями, непредельных углеводородов, сернистых и азотистых соединений, смолистых веществ из масляных дистиллятов и деасфальтизата. Кетоны в смеси с толуолом, хлорпроизводные углеводородов в смеси с бензолом и др. полярные и неполярные растворители и их смеси используются в процессе депарафинизации для удаления твёрдых углеводородов из рафинатов (продуктов селективной очистки масляных дистиллятов и остатков). Удаление твёрдых парафинов производится кристаллизацией их из растворов очищаемого продукта. Для очистки дизельных топлив, керосинов, тяжёлых бензинов и маловязких нефтяных масел применяют также карбамидную депарафинизацию, основанную на комплексообразовании нормальных парафиновых углеводородов с карбамидом (мочевиной).
При адсорбционной очистке
из нефтепродуктов удаляются непредельные углеводороды, смолы, кислоты и др., а также полициклические ароматические и нафтеноароматические углеводороды. Адсорбционную очистку осуществляют при контактировании нагретого продукта с тонкодисперсными адсорбентами (контактная очистка) или фильтрацией продукта через зёрна адсорбента. Избирательная адсорбция при помощи молекулярных сит (цеолитов) позволяет выделить нормальные парафины из лёгких бензиновых и керосиногазойлевых фракций.
Каталитическая очистка.
Гидрогенизация в мягких условиях (
гидроочистка
)
применяется для удаления сернистых, азотистых и кислородных соединений, которые переходят в углеводороды и легко удаляемые соединения (сероводород, аммиак, воду). Гидрогенизация в жёстких условиях используется при депарафинизации масляного сырья. В этом случае происходит деструкция твёрдых углеводородов с образованием низкомолекулярных и низкозастывающих углеводородов. При жёстких режимах гидрирования можно также получать масла с высоким индексом вязкости.
4.1. Очистка светлых нефтепродуктов
Нежелательными примесями в дистиллятах светлых нефтепродуктов являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы, твердые парафины. Присутствие в моторных топливах сернистых соединений и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах при хранении и эксплуатации образуют осадки, загрязняющие систему топливопроводов и препятствующие нормальной эксплуатации двигателей. Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию, осаждению смол на деталях камер сгорания. Присутствие в нефтепродуктах твердых углеводородов приводит к увеличению температуры их застывания, в результате чего парафин осаждается на фильтрах, ухудшается подача топлива в цилиндры, двигатель глохнет.
К отдельным нефтепродуктам предъявляются специфические требования. Так, в осветительных керосинах нежелательно присутствие ароматических углеводородов, образующих коптящее пламя. Наличие ароматических углеводородов в ряде растворителей (например, уайт-спирите) делает последние токсичными.
Для удаления вредных примесей из светлых нефтепродуктов применяются следующие процессы:
1) щелочная очистка (выщелачивание);
2) кислотно-щелочная очистка;
3) депарафинизация;
4) гидроочистка;
5) каталитическая очистка алюмосиликатными катализаторами;
6) ингибирование.
Щелочная очистка
заключается в обработке бензиновых, керосиновых и дизельных фракций водными растворами каустической или кальцинированной соды. При этом из бензинов удаляют сероводород и частично меркаптаны, из керосинов и дизельных топлив ─ нафтеновые кислоты.
Кислотно - щелочная очистка
применяются с целью удаления из
дистиллятов непредельных и ароматических углеводородов, а также смол. Заключается она в обработке продукта сначала серной кислотой, а затем ─
в ее нейтрализации водным раствором щелочи.
Депарафинизация
используется для понижения температуры застывания дизельных топлив и заключается в обработке дистиллята раство- ром карбамида. В ходе реакции парафиновые углеводороды образуют с карбамидом соединение, которое сначала отделяется от продукта, а затем при нагревании разлагается на парафин и карбамид.
Гидроочистка
применяется для удаления сернистых соединений из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций первичной перегонки нефти. Для этого в систему при температуре 350…4300
С и давлении 3…7 МПа в присутствии катализатора вводят водород. Он вытесняет серу в виде сероводорода.
Гидроочистку применяют также для очистки продуктов вторичного происхождения от непредельных соединений, которые, присоединяя водород, становятся предельными.
Каталитическая очистка алюмосиликатными катализаторами
применяется для увеличения октанового числа и уменьшения содержания непредельных углеводородов в бензинах, получаемых при каталитическом крекинге.
Ингибирование
применятся для подавления реакций окисления и полимеризации непредельных углеводородов в бензинах термического крекинга путем введения специальных добавок.
4.2. Очистка смазочных масел
Для очистки смазочных масел применяют следующие процессы:
1) селективную очистку растворителями;
2) депарафинизацию;
3) гидроочистку;
4) деасфальтизацию;
5) щелочную очистку.
Селективными растворителями
называют вещества, которые
обладают способностью извлекать при определенной температуре из нефтепродукта только какие-то определенные компоненты, не растворяя других компонентов и не растворяясь в них.
Очистка производится в экстракционных колоннах, которые бывают либо полыми внутри, либо с насадкой или тарелками различного типа.
Для очистки масел применяют следующие растворители: фурфурол, фенол, пропан, ацетон, бензол, толуол и другие. С их помощью из масел удаляют смолы, асфальтены, ароматические углеводороды и твердые парафиновые углеводороды.
В результате селективной очистки образуются две фазы: полезные компоненты масла (рафинат) и нежелательные примеси (экстракт).
Депарафинизаци
подвергают рафинаты селективной очистки, полученные из парафинистых нефтей и содержащие твердые углеводороды. Если этого не сделать, то при понижении температуры масла теряют подвижность и становятся непригодными для эксплуатации.
Депарафинизацию масел выполняют охлаждением их растворов в различных низкокипящих растворителях (ацетон, метилэтилкетон, сжиженный пропан и др.). Можно производить депарафинизацию, так же, как и дизтоплива, при помощи карбамида.
Целью гидроочистки
является улучшение цвета и стабильности масел, повышение их вязкостно-температурных свойств, снижение коксуемости и содержания серы. Сущность данного процесса заключается в воздействии водорода на масляную фракцию в присутствии катализатора при температуре, вызывающей распад сернистых и других соединений.
Деасфальтизация
масел производится с целью их очистки от асфальто-смолистых веществ. Для этого используется серная кислота.
Щелочная очистка
применяется для удаления из масел нафтеновых кислот, меркаптанов, а также для нейтрализации серной кислоты и продуктов ее взаимодействия с углеводородами, остающимися после деасфальтизации.
В технологии очистки нефтепродуктов широко применяется эффективная аппаратура, позволяющая использовать автоматизацию: экстракционные колонны, центробежные экстракторы, роторно-дисковые контакторы, вакуум-фильтры, инжекторные смесители и др.
В настоящее время в промышленных масштабах применяются совершенно различные способы очистки нефтепродуктов от примесей – от более консервативных типа гравитационной, электрической или химической очистки или фильтрования через коалесцирующие перегородки, до совершенно инновационных – с помощью ультразвука, магнитного поля и т.д. Однако чаще всего для более эффективной обработки на всех стадиях получения готового нефтепродукта и достижения наилучшего результата очистки используют целый комплекс методик. Наиболее распространенным является использование различных фильтров, что помогает расправиться с совершенно разнообразными типами загрязнений. Один из самых популярных фильтрэлементов в наши дни – это специальный пористый материал, обладающий высокой эффективностью ввиду возможности тонкой очистки от механических загрязнений и поглощению воды.
При неглубокой очистке концентрация загрязняющих веществ, например, в баке автомобиля может достигать 0,04-0,06 г/кг для бензинов и от 0,15 до 0,6 г/кг для дизельных топлив, что, безусловно, пагубно воздействует на качество работы и износостойкость. Несомненно, очистка от инородных элементов является одним из важнейших действий, сопровожда- ющих каждую ступень в изготовлении нефтепродуктов.
Заключение
Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Ее доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет. Нефть составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран.
В настоящее время нефтехимия дает почти четверть всей химической продукции. Нефть – ценнейшее природное ископаемое, открывшее перед человеком удивительные возможности “химического перевоплощения”. Всего производных нефти насчитывается уже около 3 тысяч.
Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Сегодня она имеет несколько значений для народного хозяйства страны:• сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;• источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);• сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
Нефть останется в ближайшем будущем основой обеспечения энергией народного хозяйства и сырьем нефтехимической промышленности. Здесь будет многое зависеть от успехов в области поисков, разведки и разработки месторождений. Но ресурсы нефти в природе ограничены. Бурное наращивание в течение последних десятилетий их добычи привело к относительному истощению наиболее крупных и благоприятно расположенных месторождений.
Нефть – наше национальное богатство, источник могущества России, фундамент ее экономики.
Список используемой литературы:
1. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти:
технологический и экологический аспекты. М.: Издательство «Техника».
ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. — 384 с.
2. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие / С.В. Вержичинская,
Н.Г. Дигуров, С.А. Синицин. - 2-e изд., испр. и доп. - М.: Форум, 2009. -
400 с.: ил.; 60x90 1/16. - (Профессиональное образование).
3. Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. В 2 ч. Часть
вторая. Деструктивные процессы. - М.: КолосС, 2008. - 334 с.
4. Кузор И.Е., Туров А.В., Томин В.П. Нефтепереаботка и нефтехимия,
2005. - 328 с.
5. Коваленко В.П., Турчанинов В.Е. Очистка нефтепродуктов от
загрязнения. - М.: Недра, 1990. - 361 с. 6. Капустин В.М., Глаголева О.Ф. Технология переработки нефти. В 2 ч.
Часть первая. Первичная переработка нефти. - М.: КолосС, 2005. - 400 с.
7. Ахрименко З.М., Ахрименко В.Е., Пащевская Н.В., Марусов М.А. Химия
нефти: Методические указания к лабораторным и практическим
занятиям, тестовые и индивидуальные контрольные задания. - Краснодар:
КСЭИ, 2007. - 76 с.
8. Егоров А.С., Шацкая К.П. Химия. Пособие-репетитор для поступающих в
ВУЗы/ 2-е изд., перераб. и доп. - Ростов н/Д: изд-во «Феникс», 2001.
- 768 с.
9. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для
ВУЗов: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001 - 544 с.: илл.