Железнодорожный транспорт

Нефть и нефтепродукты перевозят по железным дорогам, как правило, в вагонах-цистернах. Только небольшая часть этой продукции (около 2%) транспортируется в мелкой таре (боч­ках, контейнерах, бидонах и баллонах).

ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ

Нефть и нефтепродукты водным транспортом перевозят в нефтеналивных судах—морских и речных танкерах и бар­жах (самоходных и несамоходных).

Морское самоходное нефте­наливное судно называется танкером (грузоподъемность его до­стигает 50 тыс. т и более), несамоходное—морской баржей или лихтером.

Лихтеры, выпускаемые грузоподъемностью до 10 тыс.т и более, предназначены для перевозки нефтепродуктов на боль­шие расстояния, а также для операции по сливу и наливу тан­керов, если последние не могут подойти к береговому причалу. Сливно-наливные операции осуществляются с помощью насо­сов, установленных на лихтерах, либо на плавучей насосной станции.

Речные баржи — несамоходные грузовые судна, пере­мещаемые буксиром или толкачом, изготовляют грузоподъем­ностью от 100 т до 12 тыс. т. Подобно танкеру их внутренняя емкость разделена на отдельные отсеки, число которых может достигать 50. Грузовая система в них перепускная. Над палу­бой имеются надстройки для обслуживающего персонала.

АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ

Автомобильный транспорт широко используется при пере­возках нефтепродуктов с распределительных нефтебаз непосред­ственно потребителю. Этот вид транспорта наиболее эффек­тивно используется в районах, в которые невозможно доставить нефтепродукты железнодорожным или водным путями сооб­щения.

Автоцистерны, в которых перевозят нефтепродукты, ос­нащены комплектом следующего оборудования: патрубка для налива нефтепродукта, дыхательного клапана, стержневым ука­зателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двух шлангов с наконечниками и насосы с ме­ханическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25 м³. Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении автомашины.

Автотранспортом осуществляется также перевозка нефтепро­дуктов в контейнерах и в мелкой таре.

ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ

Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепро­дуктов — трубопроводный.

Преимущества этого вида транспорта:

1) низкая себестоимость транспорта продукции на значи­тельные расстояния;

2) непрерывность подачи продукции;

3) широкая возможность для автоматизации;

4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транс­портировании;

5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными.

Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев:

трубопровода;

2) одной или нескольких насосных станций;

3) средств связи.

Магистральный трубопровод характеризуется следующими показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Современные магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самосто­ятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомагательными соору­жениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. тонн нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400 мм.

Трубопроводный транспорт наряду с экономичностью, обес­печивает круглогодичную работу и почти не зависит от природ­ных условий, чем выгодно отличается от других видов транс­порта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протя­женность магистральных трубопроводов.

По принципу перекачки продукции на практике применяют две системы: 1) постанционную и 2) транзитную.

Постанционная система перекачки характери­зуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резер­вуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию (рис. 1, а). Если на станции расположено несколько резервуаров, то пере­качка продукции осуществляется беспрерывно: в один резер­вуар продукция поступает, а из другого откачивается в трубо­провод.

Транзитная система перекачки может осущест­вляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную стан­цию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти (рис. 1, б).

Перекачка из насоса и насос заключается в том, что про­дукт с предыдущей насосной станции направляется непосред­ственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточ­ный резервуар, который подключается параллельно магистральному трубопроводу (рис. 1, в). Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах.

Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения трубопровода при пуске или ремонте.

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепро­дукта магистральный трубопровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие трубопроводы имеют дистанционное управление.

Системы перекачки нефти

Рисунок 1.1 1- резервуар; 2 – насос

ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Для сбора, хранения и учета нефти н нефтепродуктов на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары — сосуды разнообразной формы и раз­меров, построенные из различных материалов.

По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.

По материалу — на металлические и неметаллические. Ме­таллические резервуары сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железо­бетонные резервуары.

Резервуары каждой группы различают по форме: вертикаль­ные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, каплевидные и других форм.

Резервуары сооружают различных объемов от 100 м³ до 120000 м³.

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преиму­щественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием—листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефте­продуктов. Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.

Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопровод­ными коммуникациями, называется резервуарным пар­ком.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами.

Резервуары низкого давления со щитовым кони­ческим или сферическим покрытием отличаются тем, что покры­тие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4—10 мм (снизу вверх).

Резервуары с плавающей крышей не имеют ста­ционарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости.

Неметаллические резервуары - такие резерву­ары, у которых несущие конструкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущест­венно в качестве передвижных емкостей.

Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фрак­ций и смол тампонировать (кальматировать) мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и про­ницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров.

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, об­ладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и нефтепродуктов медлен­нее происходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранение легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьша­ются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резерву­ары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее эконо­мичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямо­угольной формы более просты в изготовлении.

ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО ГАЗА

К магистральным газопроводам относятся газопроводы, по которым газ транспортируется из районов его добычи до мест потребления газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов и промышленных предприятий.

В настоящее время магистральные газопроводы сооружают в основном диаметром 1200 и 1400 мм при давлении до 7,5 МПа с пропускной способностью 15—25 млрд. м³ /год.

Магистральные газопроводы во многом тождественны ма­гистральным нефтепроводам и содержат те же основные эле­менты: трубопроводы, перекачивающие станции и телефонной связь.

Однако газопроводы имеют и некоторые специфические осо­бенности, обусловленные большим удельным объемом газа и изменениями этого объема под влиянием давления, развиваемого на станциях при перекачке. К этим особенностям отно­сятся в первую очередь увеличенные диаметры газопроводов по сравнению с трубопроводами, по которым транспортируются жидкости в эквивалентных газу весовых количествах.

Другой особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления в конце перегонов между станциями газопровода, имеющего на всем протяжении один диаметр. Так, например, если на нефтепроводе начальное дав­ление нефти на насосной станции, равное 5 МПа, снижается к концу перегона практически почти до нуля, то на газопроводе давление в конце перегона поддерживается на уровне 2 МПа, что соответствует оптимальным параметрам перекачки,

К особенностям магистральных газопроводов относится также необходимость специальных мероприятий по предотвра­щению образования в них гидратных пробок и мероприятий, связанных с повышенной взрывоопасностыо газа.

Наконец, к основным особенностям магистральных газопроводов следует отнести особо высокие требования к бесперебойности пере­качек, так как каждая длительная остановка газопровода нару­шает снабжение топливом потребителей и может вызвать оста­новку добычи газа в начальном пункте газопровода.

Перед подачей в газопровод газ очищается от тех примесей, которые затрудняют транспортирование его к потребителю или же делают опасным для употребления вследствие ядовитости.

Специфической особенностью работы газовой промышленно­сти является неравномерное по времени потребление газа по­требителями: городами, поселками, промышленными центрами, электростанциями. Наибольшая потребность в газе—в зимнее время, наименьшая летом. Заметны также суточные колеба­ния в потреблении газа: в дневные часы его расход значительно больше, чем ночью. Кроме того, при ремонтах печей на элек­тростанциях и заводах временно уменьшается расход газа.

Такая неравномерность в потреблении газа может вызывать те или иные неполадки в работе газовых промыслов и магист­ральных газопроводов. Для обеспечения бесперебойной нор­мальной работы промыслов и газопроводной сети перед круп­ными потребителями газа устанавливают буферные хранилища. Газ накапливается в них в периоды минимального потребления и расходуется по мере надобности.

Для хранения газа используются:

1) цилиндрические (вертикальные и горизонтальные) или сферические газгольдеры постоянного объема и переменного давления;

2) газгольдеры переменного объема и постоянного давле­ния;

3) естественные подземные хранилища.

Применение газгольдеров не решает задачи накопле­ния больших количеств газа, требующихся для выравнивания значительных сезонных колебаний в потреблении газа.

Для выравнивания сезонной неравномерности газопотреб­ления, обеспечения равномерной работы газовых промыслов и магистральных газопроводов, накопления используемых или стратегических ресурсов газа наиболее целесообразно хранить газ в подземных герметичных хранилищах. В качестве под­земных газохранилищ используются:

1) истощенные нефтяные и газовые месторождения;

2) разнообразные геологические ловушки пластовых водо­напорных систем;

естественные и искусственно создаваемые в недрах земли трещины, каверны, пещеры.

Осн.: 1. [223-243], 2. [288-295]

Контрольные вопросы:

1. Какой вид транспорта наиболее экономичен?

2. Какие системы перекачки нефти по трубопроводу применяюся на практике?

3. В каких ёмкостях хранят светлые нефтепродукты?

4. В каких ёмкостях хранят тёмные нефтепродукты?

5. Какие преимущества имеет трубопроводный транспорт?

6. Из каких звеньев состоит магистральный нефтепровод?

7. Особенности магистрального газопровода?

8. В каких ёмкостях хранят газ?

Тема №15. Переработка нефти и газа

Лекция №15. Продукты и процессы переработки нефти. Переработка углеводородных газов.

Получаемые из нефти продукты можно разделить на сле­дующие группы:

1) топлива;

2) нефтяные масла;

3) парафины, церезины, вазелины;

4) нефтяные битумы;

5) осветительные керосины;

6) растворители;

7) прочие нефтепродукты (кокс, сажа, консистентные смазки, нефтяные кислоты и др.).

ПРЯМАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ

Как известно, нефть представляет собой сложную смесь большого количества взаимно растворимых углеводородов, име­ющих различные температуры начала кипения. На этом свой­стве нефти основана ее перегонка, т.е. ступенчатое испарение и конденсация отдельных фракций.

При нагревании нефти из нее прежде всего испаряются са­мые легкие, летучие углеводороды.

По мере отгона низкокипящих углеводородов относительное содержание в нефти более тяжелых, высококипящих продуктов увеличивается. Так как упругость паров последних значительно меньше, чем низкокипящих, то при данной температуре пере­гонки она может оказаться ниже атмосферного давления, и нефть перестанет кипеть. Поэтому для того, чтобы перегонка продолжалась, следует повысить температуру оставшейся нефти. При нагревании упругость паров будет возрастать и когда она достигнет значения внешнего давления, нефть снова закипит. Таким образом, перегонка нефти происходит при не­прерывно повышающейся температуре.

В процессе перегонки нефти из нее будут испаряться все новые, более тяжелые и более высококипящие углеводороды. В каждый данный момент перегонки пары выделяющиеся из нефти, состоят не из одного какого-либо углеводорода, а из смеси углеводородов, которые имеют близкую температуру ки­пения.

Фракции, кипящие при низких температурах, т. е. низкокипящие фракции, называются легкими, а высококипящие — тяжелыми.

Температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров считают началом кипения фракции. Темпера­туру, при которой испарение фракции прекращается, считают концом кипения фракции.

Фракции, отогнанные в широких температурных пределах, называют дистиллятами. Путем дальнейшей обработки дистиллятов получают разные нефтепродукты. При перегонке нефти получают бензиновые, керосиновые, газойлевые и другие дистилляты. Бензиновые дистилляты выкипают при температуре 35—205° С, керосиновые в пределах 150—300° С, газойлевые —при температурах 180–350" С.

ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ДЕСТРУКТИВНОЙ

ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ

При атмосферной и вакуумной перегонке нефтепродукты по­лучают физическим разделением на фракции, которые отлича­ются температурой кипения.

Термические процессы переработки нефти—это химические процессы получения нефтепродуктов.

Различают следующие основные разновидности термических процессов переработки нефти:

1) термический крекинг нефтяного сырья под высоким дав­лением;

2) коксование или термический крекинг нефтяных остатков при низком давлении;

3) пиролиз или высокотемпературный термический крекинг под низким давлением жидкого и газообразного нефтяного сырья.

Эти разновидности термических процессов часто называют деструктивной переработкой нефти.

Термический крекинг под высоким давле­нием—это распад органических соединений нефти под влия­нием высоких температур и давления (t=470—540° С; p—4,0— 6,0 МПа). Сырьем в этом случае являются низкооктановый бензин первичной перегонки, керосиновая и дизельная дистиллятные фракции, мазуты первичной перегонки, масляные гудроны и др. В результате крекинга получают крекинг-бензин, крекинг-керосии, товарный топочный мазут и крекинг-газ.

Коксование—эго термический крекинг тяжелых нефтя­ных остатков, проводимый с целью получения нефтяного кокса (при давлении р—0,1—0,4 МПа и t=450—550°С) или увеличе­ния выхода светлых нефтепродуктов.

Сырьем для коксования являются тяжелые нефтяные ос­татки: мазуты и гудроны первичной перегонки нефти, крекинг-остатки, асфальты установок очистки масляного производства, смолы пиролиза и др. От состава сырья, его качества и условий проведения процесса зависят выход и качество получаемых продуктов. В результате коксования получают товарный нефтя­ной кокс, газ, бензин и керосино-газойлевые фракции (дис­тилляты коксования). Наивысший выход кокса получают при условии содержания в исходном сырье наибольшего количества асфальто-смолистых соединений.

Пиролиз—термический крекинг, проводимый при темпе­ратуре 750—900° С и давлении, близком к атмосферному, с це­лью получения сырья для химической промышленности.

Сырье для пиролиза; легкие углеводороды, содержащиеся в газах (природных, нефтяных из стабилизационных установок), бензины первичной перегонки, лигроиновая фракция, керосины термического крекинга, керосино-газойлевая фракция и т. п.

Пиролизу может подвергаться жидкое и газообразное неф­тяное сырье. При пиролизе газообразных углеводородов темпе­ратура процесса выше, чем при пиролизе ж:идкого сырья. Выбор сырья определяется целевым продуктом пиролиза.

В результате пиролиза получают пиролизный газ и смолы (жидкие продукты). Состав газа зависит от условий пиролиза (температуры, времени контакта, качества сырья). Пиролиз мо­жет проводиться для получения этилена, пропилена, бутади­ена или ацетилена. Этилен — ценное сырье для производ­ства этилового спирта, каучука и других химических соеди­нений.

Из смол при этом процессе получают бензол, толуол, кси­лол, нафталин и другие ароматические углеводороды. Наиболь­ший выход этилена имеем при пиролизе парафинистого сырья, наименьший—нафтенового, но при пиролизе нафтенового сы­рья получают максимальный выход ароматики.

КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ И КАТАЛИТИЧЕСКИЙ

РИФОРМИНГ

Процесс расщепления нефтяных фракций при высоких тем­пературах (440—500°С) и невысоких давлениях (до 0,15 МПа) в присутствии алюмосиликатных катализаторов называется к а т а л и т и ч е с к и м крекингом.

Реакции, протекающие при каталитическом крекинге неф­тяного сырья, в основном аналогичны реакциям, протекающим при термическом крекинге. Однако применение катализаторов существенно изменяет характер процесса. Катализаторы—вещества, ускоряющие химическую реакцию.

Сырьем каталитического крекинга чаще всего являются газойлевые фракции (атмосферной и вакуумной перегонки), иногда продукты термического крекинга (керосино-газойлевые фракции) и коксования мазутов и гудронов. В процессе ка­талитического крекинга получают газ, бензин, легкий газойль, тяжелый газойль и кокс. Качество этих продуктов зависит от качества исходного сырья, применяемого катализатора, техно­логической схемы и параметров процесса.

Основными компонентами катализаторов крекинга являются высокопористые вещества (глинозем и кремнезем). При взаи­модействии их образуются алюмосиликаты, которые способст­вуют реакции расщепления углеводородов. Такие катализаторы называются алюмосиликатными.

Применяют природные и синтетические катализаторы кре­кинга. Природные приготовляют из природных глин, но так как они малоактивны, чаще применяют синтетические ка­тализаторы (алюмосиликатые и цеолитные).

По форме части катализаторы бывают: 1) шариковые (диа­метр шарика—3—6 мм); 2) микросферичсские (диаметр ша­рика — 20—150 мкм); 3) пылевидные (размер частиц— 1— 150 мкм),

Технологический процесс каталитического крекинга в общем виде заключается в следующем.

Предварительно нагретый катализатор подается в реакци­онную камеру, куда поступают пары сырья. Здесь происходит процесс крекинга. Катализатор при этом закоксовывается и его выводят из зоны реакции в регенератор. В регенераторе кокс выжигается, катализатор восстанавливает свои первона­чальные свойства и одновременно нагревается. После этого его вновь направляют в реакционную камеру.

Различают следующие разновидности установок каталити­ческого крекинга.

1. Установки со стационарным (неподвижным) катализато­ром,

На таких установках сырье проходит через реакторы, запол­ненные катализатором. По мере работы катализатор закоксовывается, активность его уменьшается и сырье подают в другой реактор, а в первом реакторе проводится регенерация катали­затора. Таким образом, реакторы работают периодически. Эти установки широкого распространения не получили.

2. Установки с подвижным шариковым катализатором. На таких установках поток сырья вместе с шариковым ката­лизатором поступают в реактор. Закоксованный катализатор выводится из реактора и направляется на регенерацию в другой аппарат-регенератор. Установки с движущимся катализатором наиболее распространены.

3. Установки каталитического крекинга с кипящим слоем мелкодисперсного катализатора.

При этом процессе пылевидный катализатор ведет себя как кипящая жидкость. Сырье смешивается с пылевидным катали­затором, на поверхности которого проходит реакция, а после этого закоксованный катализатор подают в регенератор. В дан­ном случае обеспечивается лучший контакт сырья с катализа­тором.

Каталитический риформинг — это процесс повы­шения октанового числа бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола и ксилола) из нефтяного сырья под действием высокой температуры, давления водорода и специального катализатора. При этом процессе из­меняется структура молекул бензина, понижается температура их кипения.

В промышленных условиях применяют в основном две си­стемы каталитического риформинга:

1) платформинг в неподвижном слое алюмоплатинового ка­тализатора с циркуляцией водорода при температуре 500° С и давлении 2—4 МПа;

2) гидроформинг в кипящем слое алюмомолибденового ката­лизатора при температуре 480 – 550° С и давлении 1,5—2,5 МПа.

Сырьем каталитического риформинга служат низкооктановые бензиновые фракции прямой перегонки, термического кре­кинга и коксования. В результате риформинга получают сле­дующие продукты: высокооктановый бензин (целевой продукт), газ, полимеры и коке (побочные продукты).

Для получения индивидуальных ароматических углеводоро­дов применяют узкие бензиновые фракции.

Бензиновые фракции, применяемые как сырье каталитиче­ского риформинга, могут иметь различные пределы выкипания. Так, если используют фракцию 85—180°С или 105—180°С, по­лучают высокооктановый бензин, а если взять фракцию 60— 85°С, получают бензол, при 85—105° С—толуол, при 105— 140° С—ксилол.