Технология нефтегазопереработки и нефтехимического синтеза Лекция 2: Технологии и принципы первичной переработки нефти. 2. 1. Переработка нефти – задачи, продукты и основные процессы. 2. 2. Первичная переработка нефти – цели, задачи и средства реализации. 2. 2. 1. Обработка сырой нефти на промыслах перед транспортировкой. 2. 2. 2. Нефть как исходное сырье для первичной переработки 2. 2. 3. Назначение основных процессов и типы установок первичной переработки. 2. 3. Основные принципы разделения сложных смесей углеводородов без изменения химического состава компонентов. 2. 3. 1. Простая перегонка. 2. 3. 2. Сложная перегонка (с дистилляцией и ректификацией). 2. 3. 2. 1. Процессы ректификации. 2. 3. 3. Перегонка с водяным паром и в вакууме. 2. 4. Основные характеристики продуктов переработки нефти.
2. 1. Переработка нефти – задачи, продукты и общие принципы Нефть – источник получения всех видов жидкого топлива – бензина, керосина, дизельного и котельного (мазут) топлива. Из нефти вырабатываются смазочные и специальные масла, нефтяной кокс, битумы, консистентные (пластичные) смазки, разнообразное нефтехимическое сырье – индивидуальные алканы (парафины), алкены (олефины) и арены (ароматические углеводороды), жидкий и твердый парафин. Производство нефтепродуктов, нефтехимического сырья и продуктов вторичной переработки организовано на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). НПЗ есть в большинстве промышленно развитых стран мира. Проектирование НПЗ, разработка и создание необходимого оборудования и СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ, постоянная модернизация как технологической схемы в целом, так и отдельных аппаратов – сложнейшие инженерные и технологические задачи. Степень успешности их решения - показатель уровня развития страны. .
Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые могут быть условно поделены на следующие группы: 1) первичная переработка (обессоливание и обезвоживание, атмосферная и вакуумная перегонка нефти, вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций) 2) термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз) 3) термокаталитические процессы (каталитические крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, селектоформинг) 4) процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация) 5) процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка); 6) процессы производства битумов и присадок, пластичных смазок, нефтяных кислот, сырья для производства технического углерода 7) процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидродеалкилирование, деалформинг, диспропорционирование)
Принято характеризовать заводы по величине отбора светлых нефтепродуктов и глубине переработки нефти. Величину отбора светлых нефтепродуктов С определяют по формуле: С = (Б + К +Дт +Ар + Пж +Гсж +Р) / М Б – количество получаемого бензина, тыс. т/год К – количество получаемого керосина, тыс. т/год Дт – количество получаемого дизельного топлива, тыс. т/год Ар – количество получаемых ароматических углеводородов, тыс. т/год Пж – количество получаемых жидких парафинов, тыс. т/год Гсж – количество получаемых сжиженных газов, тыс. т/год Р – количество получаемых растворителей, тыс. т/год М – мощность НПЗ (общее кол-во перерабатываемой нефти), тыс. т/год
Глубину переработки нефти Г рассчитывают по выражению: Г = (НПр – ТМт – П) / М Где: НПр - количество товарных нефтепродуктов (без топочного мазута); тыс. т/год ТМт – количество топочного мазута; тыс. т/год П – безвозвратные потери; тыс. т/год М – мощность НПЗ (общее кол-во перерабатываемой нефти), тыс. т/год 2. 2. Первичная переработка нефти – цели, задачи и средства реализации. 2. 2. 1. Предварительная обработка нефти на промыслах перед транспортировкой. Сырая нефть, поступающая из скважин под давлением, представляет собой многофазную систему. Она состоит из собственно нефти (1), содержит высокоминерализированную пластовую воду (2), растворенные в нефти попутные и нефтяные газы и легкие фракции нефти (3). Для транспортировки нефти к местам переработки ее необходимо освободить от нефтяных газов и воды.
Рис. 2. 1. Схематическое устройство аппарата Heater-Treater для подготовки нефти к транспортировке. 1 – Слой минерализованной воды; 2 - зона нагрева исходной нефти 3 - жаровая труба с топкой; 4 - привод очищающих скребков 5 – скребки; 6 - гофрированная насадка для улучшения разделения фаз
2. 2. 3. Назначение основных процессов и типы установок первичной перегонки. Технологии первичной переработки (перегонки) - технологии атмосферной перегонки нефти (1) и вакуумной перегонки мазута (2) – кубового продукта атмосферной перегонки. Назначение этих процессов состоит в разделении нефти на отдельные фракции для последующей переработки, либо для использования их как отдельных товарных продуктов. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых установках (АТ), вакуумнотрубчатых (ВТ), либо атмосферно-вакуумно-трубчатых (АВТ). Установки АТ - неглубокая перегонка нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных, газойлевых фракций и мазута. Установки ВТ - более глубокая переработка нефти. Установки ВТ бывают топливными, масляными, топливно-масляными. Так называют и варианты перегонки. На ВТ получают из мазута газойлевые, масляные фракции и гудрон. Эти продукты используют для вторичной переработки нефти с получением топлив, смазочных масел, кокса, битума, других нефтепродуктов.
2. 3. Основные принципы разделения сложных смесей углеводородов без изменения химического состава компонентов ( «перегонка» ) 2. 3. 1. Простая перегонка В основе процессов первичной перегонки лежит процесс разделения нефти на составные части – фракции. В основе простой перегонки лежит процесс частичного выкипания нефти с последующей конденсацией образующихся паров, обогащенных легко летучими компонентами. По способу организации процесса перегонка делится на простую и сложную. Простая перегонка осуществляется путем постепенного однократного и многократного испарения жидких смесей. Перегонка с постепенным испарением (Рис. 2. 3, а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жидкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров (а), конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком (б) или выводе из него периодически отдельными фракциями (в). Перегонка однократным (равновесным) испарением (Рис. 2. 3, б). Исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник 2, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие равновесия жидкая и паровая фазы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3, поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона). С низа сепаратора 5 непрерывно отводится жидкая фаза – остаток.
Рис. 2. 2. Принципиальные схемы простой перегонки: а – постепенная; б – однократная; в – двукратная; 1 – куб; 2 – кипятильник; 3 – конденсатор; 4 – приемник; 5 – сепаратор; I – сырье; II – отгон; III – остаток; IV – отгон второй ступени; V – остаток второй ступени; Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократного испарении при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку, полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На Рис. 2. 3, в показана схема двукратной перегонки. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней – остаток второй ступени.
Простая перегонка, особенно вариант с однократным испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией или с ректификацией. 2. 3. 2. Сложная перегонка. Перегонка с дефлегмацией основана на частичной конденсации образующихся при перегонке паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости, уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части. Дефлегмацию осуществляют в специальных поверхностных конденсаторах воздушного или водяного охлаждения, размещаемых над перегонным кубом. Перегонка с ректификацией дает более высокую четкость разделения по сравнению с перегонкой с дефлегмацией. Основой процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси, Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами – тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.
2. 3. 2. 1. Процессы ректификации Ректификация (англ. rectification; от лат. rectificato — выпрямление, исправление) — физический процесс разделения жидких смесей взаимно растворимых компонентов, различающихся температурами кипения. Процесс ректификации широко используется в нефтегазопереработке, химической, нефтехимической, пищевой, кислородной и других отраслях промышленности. Процесс основан на том, что в условиях равновесия системы пар — жидкость паровая фаза содержит больше низкокипящих компонентов, а жидкая — больше высококипящих компонентов. Соотношение между мольными концентрациями z-го компонента в паре (Уz) и жидкости (Хz) определяется законами Рауля и Дальтона: Yz/Х(z) = Pz/p = Kz Где: Pz - давление насыщенных паров компонента, зависящее от температуры; p — давление в системе; Kz — константа фазового равновесия или коэффициент распределения компонента между паром и жидкостью.
2. 3. 2. 1. Процессы ректификации Для характеристики способности сырья к разделению ректификацией используют коэффициент относительной летучести — соотношение давлений насыщенного пара i-го компонента и k-го эталонного: а* = Pi/Pk. В качестве последнего обычно принимают наименее летучий, тогда aik > 1; чем ближе aik к единице, тем труднее разделить данные компоненты ректификацией. Основными параметрами процесса ректификации являются число теоретических ступеней контакта (тарелок) N и флегмовое число R (отношение расхода флегмы к расходу ректификата). С увеличением значений N и R четкость ректификации в колонне улучшается. Теоретической тарелкой считают такую, на которой тепломассообменный процесс завершен полностью, и между уходящими с тарелки паром и флегмой достигнуто состояние термодинамического равновесия. На реальной тарелке степень завершения процесса тепломассообмена меньше, чем на теоретической, поэтому для обеспечения необходимой четкости ректификации в колонне требуется большее число реальных тарелок Np = N/ , где — к. п. д. тарелки.
Рис. 2. 3. Зависимость числа теоретических тарелок N от флегмового числа R при постоянном составе сырья и качестве продуктов. Основные параметры процесса ректификации N и R связаны обратной зависимостью (Рис. 2. 4. ). Любая точка на этой кривой может быть выбрана в качестве рабочей. Заданному качеству получаемых продуктов отвечает множество пар значений N и R. Оптимальные значения R и N соответствуют минимальным затратам на ректификацию. Применяются два варианта расчета процесса ректификации: 1) заданы расход и состав сырья, качество (составы) продуктов — требуется определить основные параметры процесса {N и R); 2) заданы расход и состав сырья, N и R — требуется определить составы получаемых продуктов. Расчет сводится к составлению и решению систем уравнений равновесия, материальных и тепловых балансов, кинетики массопередачи, гидравлики. Для расчета ректификации многокомпонентных смесей используют метод последовательных приближений.
2. 3. 2. 1. Процессы ректификации По способу осуществления процесс ректификации может быть непрерывным (1) и периодическим (2). В первом случае поддерживаются постоянными расходы сырья и получаемых продуктов, во втором — единовременно в куб аппарата загружают сырье, при этом состав получаемого ректификата изменяется во время проведения процесса. При ректификации трудноразделяемых смесей (близкокипящие компоненты) для увеличения коэффициента относительной летучести в систему добавляют разделяющий агент. Если по сравнению с компонентами смеси он более летуч, то процесс называют азеотропной ректификацией. Если агент менее летуч, то экстрактивной ректификацией. При азеотропной ректификации разделяющий агент выводят с ректификатом, при экстрактивной — с остатком. Выбор того или иного процесса связан со свойствами разделяющего агента и затратами на его осуществление.
2. 3. 3. Перегонка с водяным паром и в вакууме Нефтяные смеси термически нестойкие. Среди входящих в их состав компонентов менее стойки к нагреву сернистые и асфальтосмолистые соединения. Парафиновые углеводороды менее стойки, чем нафтеновые. Последние при нагреве легче разлагаются, чем ароматические. Термическая стабильность нефтяных смесей зависит в основном от температуры нагрева и времени ее воздействия. Порог термической стабильности для непрерывной перегонки выше, чем для периодической. На практике нефть и полученные из нее продукты (мазут, масляные фракции) можно без заметного разложения нагревать до следующих температур, С: Термическая стойкость различных нефтепродуктов при разных типах перегонки Название нефтепродуктов : Перегонка- Непрерывная, на промышленных установках (1) Периодическая лабораторная (2) Малосернистая высокопарафинистая и малосмолистая нефть 370 – 380ºС 350 – 360ºС Мазут 420 – 425 С Сернистая парафинистая смолистая нефть - 370 – 385 - 330 – 340 С Мазут для получения: Топливных фракций: 400 – 410 С Масляных фракций: 390 – 400 С Широкая масляная фракция: 350 -360 Высокосернистая парафинистая высокосмолистая нефть: 370 – 380 С 320 – 330 С
2. 3. 3. Перегонка с водяным паром и в вакууме Когда температура кипения нефтяной смеси при атмосферном давлении превышает температуру ее термического разложения, при перегонке применяют вакуум и водяной пар. Вакуум понижает температуру кипения. Водяной пар оказывает аналогичное действие: его присутствие понижает парциальное давление компонентов смеси и вызывает кипение смеси при более низкой температуре. Водяной пар используют как при атмосферной, так и при вакуумной перегонке. При ректификации его используют для отпаривания низкокипящих фракций от мазута и гудрона, из топливных и масляных фракций. Сочетание вакуума с водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий отбор масляных фракций (до 530 - 580 С). Наиболее эффективным является расход водяного пара в пределах 2 -3% на сырье отгонной колонны при числе теоретических ступеней контакта 3– 4. Выход из мазута низкокипящих компонентов достигает 14 -23%.
2. 3. 3. Перегонка с водяным паром и в вакууме При перегонке с водяным паром количество отпариваемых фракций может быть рассчитано по уравнению: (2. 1) Где Gн и Z – количество нефтяных паров и водяного пара; 18 и Мн – молекулярная масса водяных и нефтяных паров; П – общее давление в системе; Рн – давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре перегонки. Температура водяного пара должна быть не ниже температуры перегоняемого нефтепродукта при температуре перегонки, чтобы избежать его обводнения. Обычно применяют пар с температурой 380 -420 С, давлением 0. 2 -0. 3 МПа. Водяной пар применяют также для интенсификации нагрева нефтяных остатков в трубчатых печах при вакуумной перегонке. При этом добиваются большей степени испарения нефтепродукта, предотвращая закоксовывание труб. Расход острого пара в этом случае принимают 0. 3 -0. 5% на сырье.
2. 4. Продукты первичной перегонки нефти При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам, связанных с областью их применения и использованию. Углеводородный газ – состоит преимущественно из пропана и бутанов, содержащихся в исходной нефти. В зависимости от технологии первичной перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья газофракционных установок для производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина. Бензиновая фракция (28 -180 С) преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций (28 -62, 62– 85, 85– 105, 105– 140, 140– 180 С), служащих сырьем для последующих процессов изомеризации и каталитического риформинга с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов. Эта фракция применяется в качестве сырья для процесса пиролиза при получении этилена, реже – как компонент товарных бензинов. Керосиновая фракция (120– 230(240) С) используется как топливо для реактивных двигателей; при необходимости она подвергается демеркаптанизации и гидроочистке. Фракцию 150 -280 или 150– 315 С из малосернистых нефтей используют как осветительный керосин, фракцию 140– 200 С – как растворитель (уайт-спирит) для
2. 4. Продукты первичной перегонки нефти Дизельная фракция (140 – 320 (340) С) используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180– 360(380) С - в качестве летнего. При получении ее из сернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракции 200– 320 С и 200– 340 С из высоко- и парафинистых нефтей используют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией. Мазут – остаток атмосферной перегонки нефти – применяется как котельное топливо, его компонент или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга. Широкая масляная фракция (350– 500 и 350– 540 С) – вакуумный газойль – используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга. Узкие масляные фракции (320 (350) – 400), (350 – 420), (400 – 450), (420 – 490), (450 – 500 С) используют как сырье для установок производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов. Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовых масел.
Технологические (промышленные, товарные) классификации В основе лежат показатели, характеризующие нефть как сырье для производства определенных нефтепродуктов. Главное назначение технологической классификации – выбор рациональной схемы переработки данной нефти и прогнозирование качества получаемых продуктов. Российская классификация нефти: Три класса нефти (I, III) – по содержанию серы как в самой нефти, так и в светлых тефтепродуктах; Три типа нефти (Т 1, Т 2, Т 3) – по выходу фракций, перегоняющихся до 350 С; Четыре группы (М 1, М 2, М 3, М 4) – по потенциальному выходу базовых масел; Две подгруппы (И 1, И 2) – по индексу вязкости базовых масел; Три вида (П 1, П 2, П 3) – по содержанию парафина в нефти. Данная нефть характеризуется шифром, состоящим последовательно из обозначения класса, типа, группы, подгруппы и вида.
2. 5. Выбор технологической схемы и режима переработки. Выбор технологической схемы и режима перегонки зависит от качества нефти. Перегонку нефти с небольшим количеством растворенных газов (0, 5 -1. 2% по С 4), относительно невысоким содержанием бензина (12 – 15% фракций до 180 С), и выходом фракций до 350 С не более 45% (нефти Типа 3 – мангышлакская, усть-балыкская и арланская) выгодно осуществлять на установках типа АТ по схеме с однократным испарением и последующим фракционированием паровой и жидкой фаз в сложной ректификационной колонне. Для перегонки легких нефтей (Типов 1 и 2 – самотлорская, шаимская, туймазинская) с высоким выходом фракции до 350 С (50– 65%), повышенным содержанием растворенных газов (1, 5– 2, 2%) и бензиновых фракций (20– 30%) целесообразно применять установки АТ двукратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного «отбензинивания» нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. Схема перегонки нефти с колонной предварительного частичного отбензинивания и основной сложной ректификационной колонной получила наибольшее применение в отечественной нефтепереработке. Она обладает достаточной гибкостью и универсальностью и оказалась полезной в связи с массовым переводом установок АТ и АВТ, запроектированных для перегонки ромашкинской нефти (тип 2) на перегонку более легких нефтей (Тип 1) Западной Сибири.
Скачать презентацию Технология нефтегазопереработки и нефтехимического синтеза Лекция 2: Технологии
Лекция_02_Pres.ppt