Классификация основных технологических процессов переработки нефти и газа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Реферат

«Классификация основных технологических процессов переработки нефти и газа»

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                        

 

 

 

 

 

 

 

Астрахань 2013 г.

 

 

 

 

Оглавление

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Сущность нефтеперерабатывающего производства

 Процесс переработки  нефти можно разделить на 3 основных  этапа: 

1. Разделение нефтяного  сырья на фракции, различающиеся  по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

2. Переработка полученных  фракций путем химических превращений  содержащихся в них углеводородов  и выработка компонентов товарных  нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов  с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

 Продукцией НПЗ  являются моторные и котельные  топлива, сжиженные газы, различные  виды сырья для нефтехимических  производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

 Нефтепереработка - непрерывное  производство, период работы производств  между капитальными ремонтами  на современных заводах составляет  до 3-х лет. Функциональной единицей  НПЗ является технологическая  установка - производственный объект  с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

 В данном реферате кратко описаны основные технологические процессы переработки нефти и газа.

 

 

 

Глава 1 Общая классификация процессов переработки нефти и газовых конденсатов

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается раз-деление нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических углеводородов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводородных соединений.

Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:

1.1 - гравитационные (ЭЛОУ);

1.2 - ректификационные (АТ, АВТ, ГФУ и др.);

1.3 - экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

1.4 - адсорбционные (депарафинизация цеолитная, контактная очистка);

1.5 - абсорбционные (АГФУ, очистка от H₂S, СО₂).

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осу-ществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на: 

2.1 - термические;

2.2 - каталитические.

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.1 - термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);

2.1.2 - термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1 - гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);

2.2.2 - гемолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производства водорода и синтез газов, метанола, элементной серы);

2.2.3 - гидрокаталитические, протекающие по механизму бифункционального (сложного) катализа (гидроочистка, гидрообессеривание гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).

Головным процессом  переработки нефти (после ЭЛОУ- электрообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (АТ- атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию: гидроочистке от гетероатомных соединений, а бензины - каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов - сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ - вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350 - 500°С) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.) Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2 Переработка углеводородных газов

Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн. м³ (65 - 70 млрд. т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти (90 - 95 млрд т). Ежегодное мировое потребление природного газа - около 1800 млрд. м³/год, в том числе в нашей стране - около 850 млрд м³/год, и эта цифра будет расти.

Крупнейшие отечественные  месторождения природного газа в  настоящее время находятся в  северных районах Западной Сибири (Уренгой, Медвежье) и в Заполярье (полуостров Ямал), а также в Оренбургской области и Прикаспии (Астрахань, Карачаганак). Поскольку основное количество природного газа добывается в труднодоступных отдаленных районах, одновременно с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и протяженность газопроводов, достигающая сейчас около 135 тысяч километров при максимальной дальности транспортирования до 5000 км.

Все углеводородные газы (УГ) можно разделить по их происхождению на две большие группы - первичные и вторичные.

Первичные УГ - это газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания (и соответственно - составу) они могут быть разделены на природные и попутные (нефтяные) У Г.

К природным УГ относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших количествах (50 - 500 г/нм³ газа) более тяжелые углеводороды (конденсаты), кипящие до 200 - 300 °С. 

Попутные УГ - это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях. 

Вторичные УГ - это легкие углеводороды, образовавшие при переработке нефти за счет термокаталитических превращений (деструкции) природных углеводородов нефти. Эти газы обычно включают углеводороды от метана до пентана и могут быть насыщенными (предельными) и ненасыщенным (непредельными).

Продуктами  переработки природных и нефтяных газов являются:

• товарный природный газ, направляемый по газопроводам в качестве газового промышленного и бытового топлива;
• широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) от С₃ до С₆, выделенных из состава газа в процессе его переработки;
• сжиженный газ - концентрат углеводородов С₃ и С₄, выделенный из ШФЛУ;
• стабильный газовый конденсат;
• одорант - смесь тиолов (меркаптанов), выделенная из состава сернистых примесей природного газа и используемая для одорирования газа в газовых сетях.

Подготовка  и переработка газа имеют ряд  особенностей, существенно влияющих на выбор схемы и последующую эксплуатацию производства, среди которых можно выделить следующие:

- уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки, что влечет за собой со временем установку дополнительного оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы);

- значительное изменение состава добываемого газа по мере падения пластового давления.

С учетом указанных  особенностей, а также большого разнообразия состава природных газов как по углеводородам, выбор схемы и технологии переработки газов сложная задача. Однако общим принципом этих схем является их двухступенчатость.

На первой ступени  газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй - проходит комплекс технологических установок по выделению из него вредных (сернистые соединения) и нежелательных (азот, диоксид углерода, влага) примесей, газового конденсата (углеводородов от пропана и выше), стабилизации этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа. Общие схемы представлены на рисунке 1

Рис. 1. Общие схемы подготовки к переработке природного газа (а), Газа Астраханского ГКМ (б) и нефтяного попутного газа (в):

1 - скважины, 2 - сепарация конденсата; 3 - сепарация капельной жидкости из газа; 4 - очистка от кислых газов (H₂S, СО₂); 5 - осушка; 6 - извлечение тяжелых углеводородов (С_з+); 7 - извлечение гелия; 8 - отделение воды; 9 - стабилизация конденсата, 10 - производство серы; 11 - сепарация углеводородов; 12 - фракционирование смеси углеводородов; 13 - вторая ступень очистки от кислых газов (H₂S, СО₂) при низком давлении, 14 - водоочистка; 15 - автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 16, 17 - газоводоотделители 1-й и 2-й ступеней; 18 - блок ЭЛОУ; 19- нефгестабилизационная установка; 20 - установка подготовки воды; I и II- сырой и товарный газы; III - диоксид углерода; IV - сера; V - ШФЛУ, VI - стабильный газовый бензин; VII - стабильный конденсат; VIII - стабильная нефть на НПЗ; IX- вода; X- механические примеси

 

 

ПОДГОТОВКА  ГАЗА К ПЕРЕРАБОТКЕ

Природный газ  выносит из скважин взвешенную капельную  жидкость (газовый конденсат, воду) и мелкие частички горной породы, т. е. газ является дисперсной системой с дисперсной жидкой и твердой фазами.

В задачу подготовки газа к переработке входит отделение  этих дисперсных фаз с помощью  различных сепарационных устройств. Особенностью при этом является то, что по мере сепарации изменяются размеры капель взвешенной влаги и твердых частиц (их дисперсность).

Соответственно  меняющемуся дисперсному составу  газа и требованиям на его очистку  используются разные по конструкции и эффективности очистки сепарационные устройства, которые по своему принципу действия делятся на гравитационные, инерционного типа (насадочные), центробежные и фильтрующие. В большинстве случаев конструкции объединяют в себе несколько из этих принципов.

 

Рис. 2. Гравитационные сепараторы:

1-3 - входная, осадительная (гравитационная) и улавливающая (инерционная) эоны сепарации соответственно; 4 - сборник конденсата; I, II - вход и выход газа; III - выход конденсата.

Рис. 3. Центробежные сепараторы газа (а и б) и нефтегазовой смеси (в):

1 - корпус; 2 - внутренняя газоотводящая труба; 3 - завихритель; 4 - сборник газоконденсата; 5, 6- сборники нефти и воды; 7- отбойная тарелка; 8 - регулирующее устройство; I-II - вход и выход газа, III- выход конденсата, IV, V- выход нефти и воды.

Рис. 4. Фильтрующие сепараторы тонкой очистки газа:

I - входная зона (отбойник); 2 - фильтрующие элементы; 3 - каркас; 4 - фильтрующий материал; 5 - выходной отбойник; I-II - вход и выход газа, III- выход конденсата

 

ОЧИСТКА ГАЗА ОТ ВРЕДНЫХ ПРИМЕСЕЙ

К вредным примесям газа относятся ядовитые и коррозионноактивные серосодержащие соединения и негорючие инертные газы, снижающие теплоту сгорания углеводородного газа.

В общем случае в углеводородном газе могут содержаться  такие серосодержащие соединения, как сероводород (H₂S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS₂), меркаптаны (C_nH_2n-₁SH), а в газовом конденсате также сульфиды (R-S-R') и дисульфиды (R-S-S-R'). В состав инертных газов входят диоксид углерода, азот и гелий.

Природный газ  очищают даже при малых количествах в нем сероводорода, поскольку его допустимое содержание в газе, закачиваемом в магистральные газопроводы, не должно превышать 20 мг/м³.

В большинстве  же случаев очистку газов предпринимают  не только для доведения содержания в нем вредных примесей до установленных норм, но и для их извлечения с целью промышленной утилизации. Так, например, более 30% мирового производства серы - из природных газов, богатых сероводородом, а в некоторых природных газах содержание сероводорода достигает 50 - 70%(об.), например в месторождениях Харметтен, Пантер- Ривер и Барберри в Канаде, Миссисипи в США, Жаолангиуанг в КНР и др.

В настоящее  время существует большое число  методов очистки углеводородных газов, которые условно относят к двум группам - абсорбционные и адсорбционные методы. Наиболее широко распространены первые методы, допускающие любое начальное содержание примесей в газе, а адсорбционные процессы используют при малых начальных содержаниях примесей [до 3 - 5%(об.)], но они позволяют глубоко очистить газ.

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делят на методы химической сорбции (хемосорбции), физической абсорбции, комбинированные и окислительные.

Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии H2S и СО2 с активным компонентом абсорбента, в качестве которого в этих процессах применяют амины (моно-, ди- и триэтаноламины, диизопропаноламин) и щелочи.

Абсорбционные процессы, основанные на физическом растворении извлекаемых компонентов в абсорбенте, в качестве абсорбента используют N-метилпирролидон, гликоли (ди- и триэтиленгликоли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и др.

Комбинированные процессы используют обычно смешанные поглотители (хемосорбенты и абсорбенты). Одним из широко распространенных сейчас таких процессов является процесс ’’Сульфинол” в котором в качестве поглотителей применяют сульфолан и диизопропаноламин.

Окислительные процессы основаны на необратимом превращении поглощаемого сорбентом сероводорода в элементную серу. Сорбент в этом случае содержит катализатор окисления и представляет собой водно-щелочной раствор катализатора, в качестве которого, например, используют комплексное соединение хлорида железа с динатриевой солью этилендиамин- тетрауксусной кислоты (триалон Б) или горячий раствор мышьяковых солей щелочных металлов.

ГЛУБОКАЯ ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Наличие паров  воды в углеводородных газах связано  с контактом газа и воды в пластовых условиях, а также с условиями их последующей обработки (сепарации, очистки от примесей и др.).

Обычно тяжелые  углеводородные газы при тех же условиях содержат паров воды меньше, чем легкие. Наличие в газе H₂S и СО₂ увеличивает содержание паров воды, а наличие азота - уменьшает.

Влагосодержание газа - это количество паров воды (в г/м³) в состоянии их насыщения при данных температуре и давлении.

Абсолютной влажностью газа называют фактическое содержание паров воды (в г/м³ газа), а отношение абсолютной влажности к влагосодержанию называют относительной влажностью.

Осушка газа - это удаление из него влаги, т. е. снижение абсолютной (и относительной) влажности. Обычно качество осушки (глубину осушки) оценивают точкой росы, т. е. температурой при данном давлении, при которой пары воды приходят в состояние насыщения. Чем глубже осушка, тем ниже точка росы, которая обычно составляет, в зависимости от последующего назначения газа, от минус 20 до минус 70 °С.

Присутствие в газе влаги  нежелательно (а иногда опасно) для  процесса его транспортировки, поскольку  влага может выпадать в чистом виде или в виде гидратов с углеводородами, приводя к осложнениям в работе систем транспортного устройства. Нежелательна влага в газе, если последующая его переработка ведется при низких температурах, при этом точка его росы должна быть ниже температур технологической переработки газа.

Достигаемая точка росы газа зависит от способов его осушки - прямым охлаждением, абсорбцией, адсорбцией или комбинированием этих способов.

ИЗВЛЕЧЕНИЕ  ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ГАЗА

В составе природных газов присутствуют углеводороды от метана до пентана, причем если метан и частично этан - это целевые составляющие газа, используемого в быту и в промышленности как газовое топливо, то пропан, бутаны и пентаны в газовом топливе нежелательны, хотя сами они являются ценными соединениями и могут быть использованы для других нужд. Поэтому до подачи природного газа в транспортные магистральные сети из него должны быть удалены углеводороды от этана (частично) до пентанов включительно (называемые в данном случае тяжелыми). Извлеченная сумма тяжелых углеводородов С₂ - С₅ называется обычно газовым бензином и направляется на установки ЦГФУ для разделения на отдельные углеводороды и стабильный бензин.

К основным технологическим  методам извлечения тяжелых углеводородов  из газа относятся: низкотемпературная сепарация (НТС), низкотемпературная конденсация (НТК) и масляная абсорбция при высоком (до 14 МПа) давлении и низкой температуре.

В значительно  меньшем объеме применяют для  этой же цели адсорбцию.

 

Глава 3 Переработка нефти

ПОДГОТОВКА  НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ

Нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит отделение от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею - попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

На стадии промысловой  подготовки нефти от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси.

Попутный газ (ПГ₁) отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно.

Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти (ПГ₂).

Механические  примеси из нефти также извлекают  за счет отстоя в соответствующих сепараторах на промысле.

Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках  промысла (ПВ]), а диспергированная ее часть (эмульсия “вода в нефти”) разделяется в специальных аппаратах - электродегидраторах - в два приема: сначала на промысле (ПВ₂), а оставшаяся часть воды [около 0,5 - 1,0%(мас.) от нефти] доизвлекается на нефтеперерабатывающем заводе (ПВ₃). По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl₂, CaCl₂, NaCl и др.), растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100 °С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:

В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мл/л нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40 - 3600 мг/л (см. с 49) при остаточном содержании воды 0,2 - 1,0%(мас.) Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2%(мас.).

Вода и нефть, как известно, взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании  образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию “вода в нефти”), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды. Для отделения оставшейся в нефти эмульгированной воды (Э_пв на рис. 7.1) используют специальные методы разрушения водонефтяных эмульсий.

Все существующие методы подразделяют на три группы - механические, термохимические и электротермохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения w_Q.

Механические  методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости (100 - 150 м³), где нефть пребывает в течение 1 - 2 ч при температуре 120 - 140 °С (воздействие только на у_н и r₁) и давлении до 1,5 МПа.

Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется, но он входит как обязательный элемент во все термохимические и электротермохимические методы.

Термохимический метод сочетает ввод в систему химического вещества (деэмульгатора), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 100 °С) и ускорения укрупнения капель (увеличение d_K) за счет ослабления защитных оболочек и облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.

Деэмульгатор вводят (рис. 7.3) в поток нефти в специальном  смесителе, в небольших количествах (5-50 г/т нефти). Обладая хорошими поверхностно-активными  свойствами, деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг капель воды сольватные оболочки эмульгаторов.

Электротермохимический  метод сочетает описанный выше термохимический метод с интенсивным осаждением частиц воды в сильном электрическом поле и с интенсивной водной промывкой нефти. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды [до 0,1% (мае.)] и минеральных солей (до 3 - 5 г/т).

ТЕХНОЛОГИЯ  ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ  НЕФТИ

Современная электрообессоливающая  установка (ЭЛОУ) может быть как автономной, так и блоком в комплексе с  установкой дистилляции нефти. Последний  вариант является наиболее распространенным и показан на рис. 5.

Рис. 5 Схема  современной ЭЛОУ:

1-4 – насосы; 5, 6 – электродегидраторы; 7, 8 – промежуточные  емкости-отстойники; 9 – смесительные  устройства; 10 – регулирующие клапаны; 11, 12 – теплообменники; 13 – дозатор; I, II – сырая и обезвоженная нефть; III – свежая пресная вода; IV – дренажная соленая вода; V – раствор деэмульгатора

Сырьевым насосом I нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников II, где за счет тепла дистиллятов, получаемых из нефти, нагревается до 130 - 140 °С и под давлением 1,4 - 1,5 МПа через смесительный клапан 9 входит через маточник в электродегидратор первой ступени 5. Перед смесительным клапаном в поток нефти подаются деэмульгатор и промывная вода, рециркулирующая со второй ступени B_ц2-1 и на первой ступени В_Ц2. Оба этих потока воды в заданном количестве подаются насосами 3 и 4 из емкостей отстойников 8 и 7.

Спуск воды из электродегидратора 5 осуществляется через регулирующий клапан 10 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть направляется также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени 6. На вход смесителя этой ступени подается насосом 2 свежая пресная вода и рециркулирующая вода этой ступени B_ц2

После второй ступени  обессоливания нефть проходит группу высокотемпературных теплообменников 12, где нагревается до 200 - 230 °С, и поступает в первую дистилляционную колонну.

Вместе с  водой в емкости 7 и 8 попадает нефть (эмульсия “нефть в воде”), которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием насоса 1.

Дренажная вода IV после отстоя в течение 1 ч в емкости 7 сбрасывается в промышленную канализацию и поступает на очистку.

 

Первичная перегонка нефти

Первичной перегонкой нефти  называют ее дистилляцию, при которой нефть разделяют на отдельные фракции без изменения природного состава.

Под простой перегонкой понимают процесс одно- или многократного испарения нефти с конденсацией образующейся паровой фазы без ее обогащения.

Задачей первичной  перегонки нефти является не только разделение ее на фракции, но и обеспечение заданных свойств этих фракций (по фракционному составу и другим физико-химическим свойствам). Поэтому простая перегонка нефти на фракции в однократно-ступенчатом виде (см. рис. 8.3) практически не применяется, а является лишь исходным элементом технологии.

Для того чтобы  при перегонке получить фракции  нефти с определенными параметрами (по интервалу выкипания, плотности, температуре вспышки и др.), паровая и жидкая фазы после однократного испарения должны быть подвергнуты концентрированию по низкокипящим целевым углеводородам (П) и высококипящим углеводородам (Ж). Эта цель достигается ректификацией паровой и жидкой фаз. Сущность процесса состоит в многократном контактировании встречных потоков паров и жидкости, каждый акт контакта которых сопровождается парциальной конденсацией паров и парциальным испарением жидкости, при этом пары обогащаются более низкокипящими компонентами, а жидкость - более высококипящими.

Для ректификационного  разделения нефти на несколько фракций должно быть использовано несколько ректификационных колонн.

Установки первичной  перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (АТ) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ.

На современном  НПЗ установки АВТ являются головными  во всей технологической цепи переработки  нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). Вариант работы АВТ в значительной мере определяет профиль завода в целом - топливный, топливно-масляный или топливно-масляно-нефтехимический.

Под вариантом первичной перегонки нефти понимают ассортимент дистиллятов, который в дальнейшем обеспечит работу НПЗ по одному из указанных профилей.

ВТОРИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА, ОЧИСТКА И ОБЛАГОРАЖИВАНИЕ ДИСТИЛЛЯТОВ АВТ

Дистилляты, вырабатываемые из нефти на установках АВТ (кроме  топлива ТС-1 или осветительного керосина), подвергают обычно дальнейшей переработке. Она может заключаться  в их повторной (вторичной) перегонке  с целью разделения на более узкие фракции, очистке от вредных примесей или нежелательных групп углеводородов либо в облагораживании химического