Технология переработки нефти

Федеральное агентство  по образованию

Государственное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

«ЧЕЛЯБИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

Институт экономики  отраслей, бизнеса и администрирования

Реферат

по предмету «Технология переработки нефти ».

Выполнила: Чеверениди Д.А

гр. 22ПЗ-501

Проверил:

Челябинск

2013

1. Историческая справка по месторождению.

Нефтеносность Калининградской  области связана с геологическими породами старше 500 миллионов лет. И  хотя их продуктивный горизонт был давно доступен для освоения, поиск нефтяных и газовых месторождений начался только в середине 50-х годов прошедшего столетия. Геологоразведочные работы привели к открытию первого нефтяного месторождения – Красноборского - в 1968-м году. Спустя четыре года для промышленной разработки открытых на территории области месторождений, было создано нефтегазодобывающее управление «Калининграднефть». Так 8 сентября 1972 года была открыта первая страница в истории нефтяной отрасли региона.

Первый эшелон нефти, добытой на Красноборском месторождении, отправился от нефтеналивной эстакады станции Знаменск 14 февраля 1975 года.

Добыча нефти год  от года росла, открывались новые  месторождения, бурились поисковые  и эксплуатационные скважины, расширялась производственная база управления.

В конце 70-х годов, когда  стало очевидно, что перспектива  дальнейшего развития нефтегазодобывающего управления связана с освоением  ресурсов нефти на континентальном  шельфе Балтийского моря, «Калининграднефть» стало производственным объединением «Калининградморнефтегаз». Реорганизация была проведена в 1978 году. А в 1994 году предприятие акционировалось и на следующий год в соответствии с Указом Президента Российской Федерации вошло в состав нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в качестве дочернего общества «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».

«ЛУКОЙЛ», выходя на западный рубеж России, теперь опирался на надёжное плечо калининградских нефтяников. Они работали не только на территории области, но прошли суровую школу  добычи нефти в Арктических морях и тропиках - на юге Вьетнама, разведали морское месторождение на Балтике.

Предприятие стало активно  работать над стратегически важными  для «ЛУКОЙЛа» и Калининградской  области объектами - освоением шельфового месторождения Кравцовское (Д-6), строительством газонаполнительных станций и развитием объектов инфраструктуры.

К концу 2005 года ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» имеет успешно функционирующий  современный комплексный нефтяной терминал, газонаполнительную станцию, цех изоляции и опрессовки труб. Сеть АЗС Компании включает 33 современные станции, реализующие не только жидкое топливо, но и газовую автомобильную смесь. На заводе металлоконструкций выпускаются мобильные буровые установки, танк-контейнеры для перевозки сжиженных газов. Здесь же в сентябре 2003 года завершено строительство морской ледостойкой стационарной нефтяной платформы Д-6 — первой морской платформы построенной в России. В феврале 2004 года началась ее эксплуатация, и сегодня идет активная добыча нефти.

За 32 года калининградские нефтяники пробурили 400 скважин, пройдя свыше 1 миллиона метров горных пород, построили 350 километров нефтепровода. Они открыли 27 месторождений нефти и добыли 28, 5 миллионов тонн нефти. При этом прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий превысил 15 миллионов тонн. И это результат постоянного использования новейших методов увеличения нефтеоотдачи, современных технологий и научных разработок.

ООО «ЛУКОЙЛ Калининградморнефть» многолетним опытом своей работы доказало, что нефтедобычу можно  организовать и вести в гармонии с природой, соблюдая экологическую безопасность и профессионально занимаясь природоохранной деятельностью. Успешное развитие производства неразрывно здесь связано с социальной политикой предприятия, экономическими стимулами и социальными гарантиями работникам, строительством жилья, организацией отдыха, лечения, спортивно-оздоровительными мероприятиями, благотворительными акциями.

Высокие показатели деятельности «ЛУКОЙЛ Калининградморнефть» отмечаются признанием общества лучшим российским предприятием и лучшим предприятием города Калининграда.

2. Физические свойства  нефти.

Наиболее часто определяемыми  физическими свойствами нефти являются: плотность, объем, вязкость, показатель преломления, флуоресценция, оптическая активность, цвет, запах, температуры застывания и помутнения, температуры вспышки и воспламенения, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное натяжение, капиллярность, адсорбция и смачиваемость нефти более подробно будут описанны ниже, при описании механики природного резервуара.

Плотность. Плотность вещества - это вес данного объема его, например кубического фута в фунтах. Удобным способом выражения этого физического свойства является удельный вес, который не нуждается в указании единиц измерения. Удельный вес представляет собой отношение весов одинаковых объемов испытуемого вещества и дистиллированной воды. Поскольку объем веществ зависит от температуры и давления, следует указывать, при каких значениях этих параметров производилось измерение удельного веса. В США сравнение единиц объемов нефти и воды принято производить при температуре 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы для перевода данных измерений, полученных при любой другой температуре, к стандартным значениям.

Шкала плотности Американского  Нефтяного Института (API) является условной, но имеет то преимущество, что позволяет упростить конструкцию ареометров, поскольку дает возможность придавать их стержню линейную градуировку. Плотность в единицах шкалы API не имеет прямых соотношений с удельным весом, а также с другими физическими свойствами, связанными с последним, например, такими, как вязкость. Высокие значения плотности в единицах API соответствуют низким значениям удельного веса и наоборот; таким образом, эта шкала не может быть непосредственно использована в технологических расчетах.

Шкале единиц плотности API соответствует  европейская шкала плотности  Боме. Эти две условные шкалы плотности  увязываются с удельным весом  согласно следующим формулам:

Градусы API = (141,5/уд. вес при60°F) - 131,5.

Градусы Боме= (140/уд. вес при 60° F) - 130.

3. Направление переработки.

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 подвергаются 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 глинами. 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. 

Технология переработки

1. Подготовка нефти к переработке на промысле

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 материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.  
 
Поставка и приём нефти 
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.  
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.  
 
Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание) 
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ -электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах- цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества -деэмульгаторы. Температура процесса - 100-120°С.  
 
Первичная переработка 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 змеевикахтрубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.  
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.  
 
1. Атмосферная перегонка 
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) 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.  
 
2. Вакуумная перегонка 
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.  
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 жидкостныеэжекторы (рис.7). 
 
3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина 
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.  
 
Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.  
 
Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.  
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт. 

Продукты  первичной переработки нефти 

Одно из важнейших  мероприятий по уменьшению коррозии оборудования — обессоливание нефти. Нефть, поступающая на переработку на установки нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), проходит подготовку на промыслах, где ее освобождают от попутного газа, части легких углеводородов, значительного количества пластовой воды и механических примесей. Содержание солей в товарной нефти в настоящее время, как правило, не превышает 300 мг/л (по ГОСТ 9965—76 допускается до 1800 мг/л), воды— 1 %.

В процессе обессоливания  из нефти в сточные воды переходят соли, некоторая часть соединений кислотного характера (жирные и нафтеновые кислоты, кислые смолы), а также соединения ванадия (на 50--70 %), мышьяка и никеля, которые частично концентрируются на поверхности глобул воды [1]. Указанные вещества входят в состав пленки и являются эмульгаторами, препятствующими слиянию капель воды. Тяжелые металлы, находящиеся в нефти, даже в небольших количествах являются ядом для катализаторов термокаталитических процессов, сокращают время их эксплуатации. Соединения ванадия, входящие в состав зольных отложений на печных змеевиках, приводят к образованию легкоплавких соединений — эвтектик — и ускоренной коррозии металла труб в расплаве. Кислотные соединения, такие, как нафтеновые кислоты, оказывают каталитическое действие на степень разложения хлорорганических соединений нефти с образованием хлороводорода в технологических средах АВТ. Поэтому обессоливание нефти и газового конденсата необходимо даже при малом содержании солей.

Хорошо обезвоженная и обессоленная нефть при температуре ниже 260 °С практически не оказывает действия на металл. Скорость коррозии углеродистой стали не превышает 0,05 мм/год.

Некоторые нефти содержат сераорганические соединения, отличающиеся низким порогом термостабильности и частично выделяют сероводород при нагревании нефти в процессе ее подготовки на блоке ЭЛОУ. Одновременное присутствие в водной фазе сероводорода и хлороводорода (или хлоридов) приводит к усиленной коррозии оборудования  до 8 мм/год, в то время как в насыщенной сероводородом воде коррозия стали не превышает 0,5 мм/год.

Уменьшить образование  сероводорода с помощью химикотехнологических методов не представляется возможным. Поэтому удаление из нефти большого количества хлорсодержащих соединений (минеральных и органических) способствует снижению низкотемпературной электрохимической коррозии оборудования на установках нефтеперерабатывающих заводов.

Значительная часть  коррозионных примесей нефти находится  в каплях пластовой воды, поэтому сущность процесса обессоливания состоит в наиболее полном удалении из нефти этих капель. Процесс обессоливания связан со значительными сложностями, так как после промысловой подготовки нефти в ней остаются очень мелкие капли воды. При транспортировке и хранении нефти образуется устойчивая водонефтяная эмульсия.

Наиболее простым способом обессоливания нефти является широко используемый в настоящее время  во всем мире отстой капель воды, имеющих  большую плотность, чем нефть, и  поэтому оседающих в нижнюю часть отстойного аппарата под действием силы тяжести. Скорость осаждения этих капель, пропорциональная согласно закону Стокса квадрату ее диаметра и разности плотностей нефти и воды и обратно пропорциональная вязкости нефти, очень мала и для самых мелких капель соизмерима со скоростями броуновского движения и естественной конвекции. При столкновении таких капель воды их коалесценцни не происходит, так как этому препятствует прочная гидрофобная пленка. По мнению многих исследователей в состав пленки входят микрокристаллы парафина, асфальтены, смолистые вещества, органические кислоты, а также металлопорфириновые комплексы ванадия, никеля, железа, магния [1; 2, с. 6].

В процессе обессоливания  пленка вокруг капель разрушается и частично уносится с промывной водой. При низкой температуре, когда вязкость нефти и действие поверхностных сил наиболее значительны, осаждения воды из эмульсии почти не происходит. Для осуществления процесса обессоливания нефти ее нагревают, обрабатывают деэмульгатором, подают в иее промывочную воду и вводят в электрическое поле. С повышением температуры (до некоторых пределов) снижается вязкость нефти и механическая прочность пленок вокруг глобул воды. В результате повышается растворимость в нефти составляющих этот слой веществ и возрастает разность плотностей воды и нефти (в интервале температур от 0 до 120°С У нефти больший коэффициент объемного расширения, чем у воды). Деэмульгатор, вводимый в нефть, адсорбируется на поверхности глобул воды, образуя гидрофильную пленку, т. е. также способствует снижению прочности бронирующих слоев вокруг капелек воды. В результате облегчается коалесценция капель воды, их укрупнение и осаждение. Качество обессоливания нефти в значительной степени зависит от организации процесса смешения нефти с промывочной водой. Содержание воды в нефти, поступающей на НПЗ, может быть менее 1 % (0,2—0,4%), что делает невозможным эффективную коалесцепцию. При введении в нефть промывочной воды (как правило, не менее 2 % от подачи нефти) увеличивается ее концентрация, создается искусственная эмульсия нефти с промывочной водой. Ускорение разделения нефтяной и водной фаз происходит в электрическом поле. Под действием поля капли воды поляризуются, притягиваются друг к другу и сливаются. Однако без ввода в нефть промывочной воды при слиянии могут образовываться «осколки»—капли очень малого размера, которые трудно поддаются последующей коалесценции [1, 3]. При подаче в нефть промывочной воды происходит коалесценция капель находящейся в нефти высокоминерализованной воды с каплями относительно пресной промывочной воды, уменьшение минерализации «осколков» и снижение остаточного содержания солей в нефти. При небольшом содержании солей в нефти (40—50 мг/л) в одну ступень трудно обессолить нефть до остаточного содержания солей 2—3 мг/л в соответствии с современными требованиями. Поэтому большая часть установок ЭЛОУ отечественных НПЗ состоит из двух ступеней обессоливания или из трех, предназначенных для тяжелых труднообессоливаемых нефтей.

Промывочную воду для  уменьшения коррозии трубных пучков сырьевых теплообменников целесообразно вводить перед электродегидраторами (дегидраторами). В настоящее время, как правило, свежую промывочную воду подают на последнюю ступень обессоливания, а сточную воду с каждой ступени используют как промывочную в предыдущей ступени. Снижение доли пресной промывочной воды, содержащей растворенный кислород, способствует уменьшению коррозии аппаратов, трубопроводов стоков ЭЛОУ. 

Повышение октанового числа  бензина

Октановое число – главная характеристика топливной стойкости к детонации (воспламенению). То есть процентное содержание изооктана в смеси с н-гептаном, при котором обеспечена детонационная стойкость. Если октановое число ниже, чем нужно, то регулярное использование такого бензина приведет к детонации, а позже и к поломке самого двигателя. Чаще всего наблюдается преждевременный износ клапанов и седел, и образование сильного нагара.

Повышение октанового числа обеспечивают добавляемые  в топливо парафиновые и ароматические углеводороды разветвленной структуры. Чем насыщеннее запах топлива, тем выше его октановое число. Если хранить бензин в открытой емкости, то его октановое число непременно снизится из-за свойственной летучести. 
Разрабатываемые ведущими производителями современные двигатели могут работать только на топливе с высоким октановым числом. Высокооктановое топливо сгорает с меньшей скоростью, при этом сам процесс проходит плавно, с минимальным давлением на поршни. Двигатели, изначально разработанные под низкооктановое топливо, не могут работать на высокооктановом. В противном случае, понадобится полная замена отдельных деталей двигателя.

Многочисленные способы повышения октанового числа существуют благодаря обилию разнообразных присадок для топлива. 
Тетраэтилсвинец. Широко использовался в СССР до середины 80-х. Это металлоорганическое соединение крайне ядовито и во многом несовместимо с технологией современных автомобилей. Потребитель не проявил должного интереса к этой присадке. Постепенно, от нее полностью отказались. 
Марганцевые присадки. Наносят сильный вред мотору и нейтрализаторам. Из-за губительного влияния на окружающую среду, использование марганцевых присадок запрещено. 
Ферроцен. Присадка с высоким содержанием железа позволяет повысить октановое число бензина. Но в то же время негативно влияет на свечи, образуя на них токопроводящий налет, от которого сложно избавиться. Как следствие – свечи быстро выходят из строя. 
Монометиланилин. Наиболее распространенный тип присадки, как в Европе, так и в России, и в Украине. Монометиланилин в составе топлива снижает расход бензина, уменьшает токсичность выхлопных газов.

Каждый тип  присадки выполняет конкретную функцию. Либо высокоэффективное повышение октанового числа бензина, либо снижение выброса вредных соединений. Поэтому многие из них признаны негативно влияющими на экологию и их использование сейчас запрещено. 
До того как повысить октановое число бензина, следует узнать фактическое число. Делается это в лаборатории моторным либо исследовательским способом. Или можно воспользоваться октанометром. Этот прибор позволяет проводить диагностику самостоятельно, но результат при этом, может быть не точным.

Решение экологических  проблем.