Первичная переработка нефти

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Государственное образовательное  учреждение 
высшего профессионального образования

Санкт-Петербургский государственный  горный университет  

Кафедра общей и физической химии

Реферат на тему: Первичная переработка нефти. 
 

 

Выполнил: студент группы ЭХТ 11-2        ________        Гивировский Георгий Станиславович 
                                                                   шифр группы)            (подпись)                                          (Ф.И.О.)

ОЦЕНКА: ________________

Дата: _____________________

Проверил:               ассистент              ___________           Згонник Петр Владимирович/ 
                                                     (должность)                        (подпись)                                                   (Ф.И.О.)

 

Санкт-Петербург 
2012

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

           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). 

            В своем реферате, я ставлю  перед собой цель осветить  основные параметры первичной  переработки нефти. А именно: подготовку  нефти к переработке, включающую  в себя выбор направления переработки  нефти, очистку нефти от разного  рода примесей, осветить вопрос  об основных методах разрушения  нефтяных эмульсий и рассказать  о том, что такое прямая переработка  нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Подготовка нефти к  переработке

Добываемая на промыслах  нефть, помимо растворенных в ней  газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной  нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких  пределах. С увеличением продолжительности  эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых  старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие  в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам  и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и  образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки  нефти (мазутов и гудронов), содействует  образованию стойких эмульсий. Кроме  того, в процессе добычи и транспортировки  нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных  потерей легких компонентов и  чрезмерный износ нефтепроводов  и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной  обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные  герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают  путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс  сортировки и смешения нефти.

 

1.1 Выбор направления переработки  нефти

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

   *  топливный,

   *  топливно-масляный,

   *  нефтехимический.

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

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

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

 

 

 

 

1.2 Очистка нефти от  примеси

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают  путем отстаивания в резервуарах  на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть  часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система  из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в  другой во взвешенном состоянии в  виде мельчайших капель. Существуют два  типа нефтяных эмульсий: нефть в  воде, или гидрофильная эмульсия, и  вода в нефти, или гидрофобная  эмульсия. Чаще встречается гидрофобный  тип нефтяных эмульсий. Образованию  сойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью, чем водой.

Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:

   *  механический:

отстаивание — применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 атм в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности  15 — 45 м3/ч каждая.

   *  химический:

разрушение эмульсий достигается  путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

   *  электрический:

при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие  на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что  приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с  нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

       1.2.1 Механические методы                  

            К этой группе относятся способы разложения эмульсий естественным путем или же с применением таких мероприятий, которые способствовали бы механическому разрушению защитных пленок.

Водонефтяные эмульсии являются весьма стойкими системами, и, как правило, под действием одной только силы тяжести не расслаиваются. Для их разрушения требуются определенные условия, способствующие столкновению и слиянию диспергированных в нефти капелек воды, и выделению последних из нефтяной среды. Как сближение капелек воды, предшествующие их слиянию, так и выделению капель из эмульсий  связано с их перемещением в нефтяной среде, обладающей определенной вязкостью и тормозящей это перемещение. Чем благоприятнее условия для не развития капелек, тем легче разрушаются эмульсии. Поэтому рассмотрим факторы, от которых зависит скорость движения взвешенной в нефти капельки воды.

Оказавшей под  воздействием определенной силы, капля сначала  движения ускоренно, так как действующая  на нее сила превышает тормозящую силу трения. По мере повышения скорости движения сила трения все больше увеличивается, и при  определенной скорости обе  силы уравновешиваются: движение   капли уравновешивается. Принимая в  первом приближении, что капля имеет   сферическую форму, воспользуемся  известной формулой Стокса. Согласно этой формуле, установившаяся под действием  силы F   и вязкости жидкой среды  n  равномерная скорость движения  U  сферической капли радиусом  r   равна:

U=F6πnr                                       (1)

В частности, скорость оседания в нефти сферической капли  воды под действием силы тяжести  с учетом Архимедовой потери в  массе составляет:

 U=43r3 p-dg6nr=29r2p-dgn         (2)

Где 43r3- объем капли; p и d - соответственно плотность воды и нефти; g - ускорение свободного падения.

Из формулы (2) видно, что  скорость оседания капель воды в нефтяной среде прямо пропорциональна  квадрату их радиуса, разности плотностей воды и нефти, ускорению силы тяжести и обратно пропорционально вязкости нефти. Следовательно, если размеры капель и разность плотностей воды и нефти незначительны, а вязкость нефти высокая, то скорость выпадения капель весьма низкая, и практически эмульсия не расслаивается даже в течение длительного времени. Наоборот, при большом размере капель,  значительной разности плотностей и низкой вязкости расслоение эмульсии идет очень быстро. Поэтому для ускорения процесса разрушения эмульсий наряду с отстоем одновременно подвергают и другим мерам воздействия, направленным на укрупнение капель воды.  Основными мерами являются: подогрев эмульсии (термообработка); введение в нее деэмульгатора (химическая обработка); применение электрического  поля (электрообработка).

Существуют и другие меры воздействия на эмульсию, например перемешивание, вибрация, обработка  ультразвуком, фильтрация, способствующие в основном укрупнению капелек воды.

 

1.2.2 Физико-химические методы

К этой группе относится  применение  различного рода регентов  - деэмульгаторов, влияющих  тем или иным путем на защитные пленки эмульсии или на частицы воды. Благоприятное влияние некоторых деэмульгаторов на разложение эмульсий  настолько эффективно, что многие из них находят широкое применение для деэмульгации и обессоливания нефтей в промышленных условиях.

Такое широкое применение деэмульгаторов  обусловливается целым рядом преимуществ их перед другими методами. Одним из основных преимуществ является простота  применения деэмульгаторов. Для некоторых, особенно эффективных препаратов все необходимое оборудование установок ограничивается   бачком для хранения и дозировки деэмульгатора и насосом для подкачки его в эмульсию. Наряду с этим достигается хорошее обезвоживание и обессоливание нефти, даже без применения промывки водой.

Старение нефтяных эмульсий  имеет большое практическое значение для подготовки нефти и переработке, так как  свежие эмульсии разрушаются  значительно легче и при меньших  затратах, чем после старения.

Для снижения или прекращения  процесса старения эмульсии, необходимо как можно быстрее смешать  свежеполученные эмульсии с эффективным деэмульгатором, если невозможно предупредить их образование, например подачей деэмульгатора  в скважину. Деэмульгатор – вещество с высокой поверхностной активностью, адсорбируясь, на поверхности глобулы воды, он не только способствует разрушению гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения высокодисперсной эмульсии, оставшейся в нефти после обезвоживания в присутствии деэмульгатора, должен значительно замедлиться или полностью прекратиться. Это имеет большое значение для дальнейшего полного удаления солей из нефти. Исходя из многочисленного промышленного опыта, можно заключить, что нефть с небольшим содержанием воды в виде высокодисперсной эмульсии, прошедшей стадию старения, почти невозможно полностью обессолить существующими способами. Та же нефть, подвергнуться на нефтепромысле глубокому обезвоживанию и обессоливанию с применением деэмульгатора до остаточного содержание солей 40-50 мг/л, легко практически полностью обессоливается на электрообессоливающих установках НПЗ.

При способе термохимической  деэмульгации факторами, обеспечивающими приемлемые для нефтепромыслов время и качество отстоя эмульсии, являются небольшой подогрев нефти до 30-60 градусов и подаче деэмульгатора. В качестве деэмульгаторов  используются, в основном, неоногенные, катионные и анионые  поверхностно-активные вещества.

В настоящее время  за границей и у нас  наибольшее применение нашли неоногенные  высокоэффективные деэмульгаторы. Расход деэмульгатора для подготовки нефти на промыслах и НПЗ колеблется от 20 до 100 г/т в зависимости от состава нефти и устойчивости образующейся эмульсии воды в нефти.

Современные эффективные  неогеонные деэмульгаторы  по своей химической природе, в большинстве случаев, представляют собой полиглинолевые эфиры или блоксополимеры окисей этилена, пропилена, бутилена на основе этилендиамина, пропиленгликоля и других соединений с молекулярной весом 2500-6000. Многие деэмульгаторы представляют собой низкозастывающее вещество, поэтому выпускаются в виде растворов в органических растворителях или в водометанольной смеси. Большинство деэмульгаторов хорошо растворимы  в воде, некоторые же образуют с водой эмульсию обратного типа и растворимы в нефти в водном растворе неоногенные деэмульгаторы имеют слабощелочную или нейтральную реакцию, не реагируют с солями, кислотами и слабыми щелочами.

Нагревание деэмульгаторов до 200 градусов и охлаждение не оказывают существенного влияния на их деэмульгирующие свойства. Применяются неоногенные деэмульгаторы в большинстве случаев в виде 1-2% водного раствора или без растворителя расход деэмульгатора для обессоливания нефти различных месторождений на ЭЛОУ устанавливаются опытным путем и составляют от 10 до 30 г/т.

 

 

 

 

1.2.3 Электрические методы  ЭЛОУ

Разложение эмульсий электрическими методами, ввиду сравнительной пустоты  необходимых для этой цели установок, применяемости для большинства  эмульсий и достаточной надежности в работе,  получило широкое распространение.

Электрический способ разрушения эмульсий типа В/Н применяют на нефтеперерабатывающих заводах при обессоливании нефти нефти на ЭЛОУ, а также при очистки нефтепродуктов от водных растворов щелочей и кислот (электрофайнинг).

В обоих случаях используют электрическое поле высокой напряженности. Однако есть существенное различие между  способами, которые во взвешенных частицах воды сливаются в более крупные которые под действием силы тяжести осаждаются вниз. Отстоявшаяся вода с растворенными в ней солями выводится из нижней части электородегидратора, обезвоженная нефть из верхней части. Для достижения минимального содержания остаточных солей в обессоленной нефти (не более 3нг/л) нефть промывают несколько раз на ЭЛОУ, состоящих из 2-3 последовательных соединенных ступеней электродегидраторов.

При выборе оптимальных параметров технологического режима обессоливание  нефти следует учитывать влияние  каждого из них на эффективность  процесса. Основными технологическими параметрами процесса являются: температура, давление, удельная производительность дегидратов, расход деэмульгатора (а в некоторых случаях и щелочи). Расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, напряженность электрического поля в электродегидраторах. Важным технологическим фактором является число ступеней обессоливания.

Одним из важнейших параметров процесса обессоливания является температура. Применяемый на ЭЛОУ подогрев нефти  позволяет уменьшить ее вязкость, что существенно повышает подвижность  капелек воды в нефтяной среде  и ускоряет их смещение и сегментацию. Кроме того, с подогревом нефти  увеличивается растворимость в  ней гидрофобных пленок, обволакивающих капелек воды  вследствие этого  смещается их механическая прочность, что не только облегчает консистенцию капель воды, но приводит так же к  снижению требованию расходу деэмульгатора, вместе с тем подогрев нефти на ЭЛОУ сопряжен с серьезными недостатками.  С повышением температуры обессоливания сильно увеличивается электропроводность нефти и соответственно, повышается расход электроэнергии, значительно усложняются условия работы проходных и подвесных изоляторов.

Поэтому подогрев разных нефтей на ЭЛОУ проводят в широком интервале температур 60-150 градусов, выбирая для каждой нефти.  

1.3 Прямая перегонка нефти

Различают перегонку с  однократным, многократным и постепенным  испарением. При перегонке с однократным  испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка  нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием  нефти, и отбиранием на каждом этапе  фракций нефти с соответствующей  температурой перехода в паровую  фазу. Перегонку нефти с постепенным  испарением в основном применяют  в лабораторной практике для получения  особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Процесс первичной переработки  нефти (прямой перегонки), с целью  получения нефтяных фракций, различающихся  по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых  или трубчатых установках при  атмосферном и повышенном давлениях  или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (термического и каталитического крекинга, риформинга).

В настоящее время перегонку  нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых  установках. У них устраивается трубчатая  печь, для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны, а для приёма продуктов  перегонки выстраиваются целые  городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый  стальной трубопровод. Длина труб в  печах достигает километра. Когда  завод работает, по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть  с большой скоростью – до двух метров в секунду. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё  при помощи форсунок. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370°. При такой температуре более  летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть – это  смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – мазут (tкип выше 430°С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

При перегонке с однократным  испарением нефть нагревают в  змеевике какого-либо подогревателя  до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся  в равновесии с жидкой фазой, и  при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и  поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более  однократных процессов перегонки  с повышением рабочей температуры  на каждом этапе.

Четкость разделения нефти  на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350-370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

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. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Исходная нефть прокачивается  насосом через теплообменники, где  нагревается под действием тепла  отходящих нефтяных фракций и  поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) (рис.1). В трубчатой  печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную  часть (питательную секцию) ректификационной колонны. В процессе нагрева часть  нефти переходит в паровую  фазу, которая при прохождении  трубчатой печи все время находится  в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник, возвращается на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части  сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку  необходимо вводить тепло или  какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит  в паровую фазу и тем самым  создается паровое орошение. Это  орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны  непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу – высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего – водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается  парциальное давление углеводородов, а, следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние  и вместе с водяным паром поднимаются  вверх по колонне. Водяной пар  проходит всю ректификационную колонну  и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней  на 10-20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в  колонну с температурой, равной температуре  подаваемого сырья или несколько  выше (обычно не насыщенный пар при  температуре 350-450°С под давлением 2-3 атмосферы).

   *  влияние водяного пара заключается в следующем:

интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

   *  создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит  от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу  колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в  парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого  пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально  применять инертный газ при перегонке  сернистого сырья, т.к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти  из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой  смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого  нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего  агента использовать легкие нефтяные фракции – лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения  испаряющего агента и больше его  относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем  легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

В результате перегонки нефти  при атмосферном давлении и температуре 350-370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410-420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст. и ниже.