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.

Для обеспечения пожарной безопасности на автоцистернах установлены огнетушители и устройства для заземления цистерн и шлангов для отвода статического электричества, которое может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов.

В практике автотранспорта нефтегрузов широко применяют цистерны на автоприцепах, что повышает эффективность использования этого вида транспорта. Для заправки топливом автотранспортных машин, функционирующих в отдалении от нефтебаз и заправочных станций, а также сельскохозяйственных машин и самолетов применяют специальные автоцистерны, оборудованные комплектом насосно-раздаточных устройств. Такие автоцистерны называются автотопливозаправщиками.

Оборудование топливозаправщика приводится в действие водителем из кабины управления, в которой предусмотрены рычаги включения насоса, задвижки и вентили, необходимые для выполнения операций по приемке, раздаче и перекачке топлива, а также контрольно-измерительные приборы. Автотопливозаправщики изготовляют с цистерной объемом 4-16 м³

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

Контейнеры - металлические или эластичные резинотканевые емкости объемами 2,5 и 4 м³ (известны резинотканевые емкости объемом до 20 м³), в которых нефтепродукты доставляются потребителю без перекачки в стационарные хранилища. По прибытии к месту назначения контейнеры сгружают с машин при помощи кранов. Особенность контейнерных перевозок заключается в том, что емкости-цистерны не закрепляются за автомашиной, а попеременно могут служить транспортной емкостью и временным хранилищем. Такие перевозки весьма удобны для удаленных от транспортных магистралей районов и при организации полевых передвижных складов.

Из мелкой тары наиболее распространены бочки и бидоны.

Бочки удобны в эксплуатации и их широко применяют для доставки нефтепродуктов с нефтебаз потребителю. В отдельных случаях доставка нефтепродуктов в бочках - единственный способ удовлетворения нужд отдаленных районов, не имеющих железнодорожных и водных путей. Различают два основных типа бочек—металлические объемом 50-500 л для транспорта жидкого топлива (бензина, керосина и др.) и фанерные (штампованные) объемом 50 л, используемые в основном для перевозки консистентных смазок.

Бидоны применяют двух типов: металлические и металло-фанерные. Металлические бидоны объемом 5-62 л для перевозки бензина изготовляют из белой жести прямоугольной и цилиндрической формы. Металло-фанерные бидоны для перевозки консистентных смазок изготовляют объемом 16 л, корпус у них фанерный, а днище металлическое штампованное. Эти бидоны, покрытые изнутри бензостойким материалом, используются также под масло.

Для перевозки жидких нефтебитумов, а также смазок применяют металлические гофрированные барабаны или мешки из оберточной бумаги. Все большее применение находит полиэтиленовая тара.

Для налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны, бочки, бидоны и другую мелкую тару сооружают устройства налива.

Масла и смазки отпускают в расфасованном виде. Налив в автоцистерны осуществляется через автоналивные устройства - автоэстакады и автоколонки. Налив нефтепродуктов в бочки, бидоны и другую тару производится в специальных помещениях - разливочных (расфасовочных), оборудованных раздаточными устройствами.

Заправку нефтепродуктов в автотранспорт производят на автозаправочных станциях (АЗС), располагаемых у нефтебаз, или на автотранспортных магистралях. Емкости при этом заполняются с помощью трубопровода, проложенного от нефтебазы, или с помощью автоцистерн.

В зависимости от назначения и месторасположения автозаправочные станции подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, передвижные. Городские АЗС располагают на городских магистралях, площадях и в районах крупных автобаз и стоянок автотранспорта. Сельские размещают обычно в районных центрах, а дорожные - на основных автомагистралях. Передвижные заправочные станции временно размещают на автомобильных дорогах, в местах скопления автомобилей, на строительных площадках, в полевых станах, на туристских маршрутах, в пригородах и т. д. Катера и моторные лодки заправляют как передвижные автозаправочные станции, так и плавучие, оборудованные на катерах.

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.

Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута. При использовании нефтепродуктопровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т. д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).

Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.

Магистральный трубопровод характеризуется следующими: показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью к 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 вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. т нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400 мм.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций по длине трубопровода.

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.

К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных месторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепроводов "Дружба" протяженностью с ответвлениями более 10 тыс. км (в том числе на территории: СССР - 6,5 тыс. км), нефтепроводы Северо-Западного направления: Альметьевск – Горький – Ярославль - Кириши с ответвлением на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень - Куйбышев, Куйбышев - Тихорецкая, Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг и др.

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. 117, 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. 117, б). Перекачка из насоса в 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. 117, 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 нефтепродуктов магистральный трубопровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие трубопроводы имеют дистанционное управление. Магистральный трубопровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Вся магистраль разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за трубопроводом.

На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонала, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта трубопровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубокладчики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т. п.

Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода (в головной части магистрали), т. е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода, так как она служит для приема нефти или нефтепродуктов с последующей подачей их в трубопровод. Промежуточные станции, предназначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода. С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции - на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных (основной и подпорной) входят: резервуарный парк (для головных и наливных станций), устройства для пуска скребков или разделителей, емкости для приема жидкости - из предохранительных систем защиты. На конечных (наливных) станциях или на промежуточных (на которых предусматривается налив продуктов в железнодорожные цистерны) сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства (эстакады).

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, а также административно-хозяйственные постройки.

Нефтеперекачивающие насосные станции снабжаются насосными агрегатами (насосы в комплекте с двигателями), осуществляющими перекачку нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу, и вспомогательным оборудованием, обслуживающим основные агрегаты; водяными и топливными насосами, компрессорами и другими устройствами воздухоснабжения, установками маслоснабжения для системы смазки, вентиляторами, питательными бачками, теплообменниками.

Центробежные насосы для магистральных нефтепроводов выпускаются в следующих пределах номинальных подач и напора: подача от 1250 до 12000 м³/ч, соответственно напор от 260 до 210 м, к.п.д. насоса - от 0,84 до 0,89.

Расчеты и практика проектирования показали, что всегда целесообразнее и экономичнее работа двух или трех последовательно соединенных насосов (по сравнению с одним высоконапорным насосом). Поэтому в магистральных насосных обычно устанавливают групповой насосный агрегат из двух или трех последовательно соединенных насосов, обеспечивающих напор 400-600 м при сохранении подачи каждого насоса и минимальной мощности электродвигателей. Число рабочих насосов определяется исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов и режима перекачки (с учетом автоматического регулирования параметров работы).

Центробежные насосы незаменимы при работе магистрального трубопровода по системе перекачки "из насоса в насос" (для чего не пригодны поршневые насосы). При эксплуатации нефтепроводов с неполным числом построенных насосных станций рекомендуется применять в центробежных насосах сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к. п.д. при пониженных подачах.

К современным конструкциям центробежных насосов предъявляются требования, вытекающие из условий их работы в нефтеперекачивающих станциях; они должны обеспечивать полную герметизацию во всех узлах, быть надежными при продолжительной работе без постоянного наблюдения обслуживающего персонала, иметь необходимые устройства для дистанционного включения, автоматической защиты от аварий и гарантировать эксплуатацию с высоким к.п.д.

Хранение нефти и нефтепродуктов

Для сбора, хранения и учета нефти и 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.

По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м.

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. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения лестницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и аппаратуру.

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 коническим покрытием (рис. 119) сооружают объемом 100-5000 м³, причем в центре их (за исключением резервуаров объемом 100 и 200 м³) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и 20 000 м³. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуаров (считая снизу вверх) 6-14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.

Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами.

К ним относятся:

- люк - лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

- люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара;

- люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным пробоотборником;

- хлопушка (корпус с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой), предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки;

- сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды из резервуара; монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся - внутри резервуара у его днища;

- дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры; в зависимости от условий применения и конструкций резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны различных модификаций и диаметров;

- огневой предохранитель, служащий для защиты резервуара от проникновения в его газовое пространство орня через дыхательную аппаратуру;

- предохранительные клапаны (гидравлический и мембранный) для регулирования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха;

- пеногенератор для подачи 1 пены при тушении пожара; в резервуаре.

С целью снижения потерь легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном.

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100-300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной ткани, профиля которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом.

Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов. На рис. 120 показан резервуар с металлическим понтоном в виде диска 3 с открытыми коробами / и 4. К периферийному кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарным покрытием, которое предотвращает попадание атмосферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные кострукции понтонов из синтетических пленочных материалов.

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

Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04-0,2 МПа и вакуум 0,005 МПа, легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от малых "дыханий" и пары выпускают в атмосферу главным образом при наполнении резервуаров (при больших "дыханиях").

В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основных типа этих резервуаров (рис. 121): гладкие а и многоторовые б. К каплевидным относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резервуары сооружают объемом 5000-6000 м³, рассчитанные на давление до 0,075 МПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружают объемом 5000-20000 м³, они рассчитаны на давление до 0,37 МПа.

Неметаллические резервуары - такие резервуары, у которых несущие конструкции выполнены неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары из резиноткане-вых 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. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон. Кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения. 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 хранении 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.

Нефтегазовое хозяйство

Комплекс сооружений и установок для хранения, приема и отпуска нефтепродуктов называется нефтебазой. По принципу работы нефтебазы можно разделить на два вида:

1) самостоятельные хозяйства, предназначенные для хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей;

2) нефтебазы или нефтесклады, предназначенные только для снабжения предприятий, которым они принадлежат (автохозяйства, совхозы, колхозы, железнодорожные станции).

Нефтебазы первого вида располагаются на собственных территориях, а нефтебазы второго вида - на территории тех предприятий и хозяйств, которым они принадлежат.

Кроме того, нефтебазы разделяются также по принципу оперативной деятельности и условиям завоза и вывоза нефтепродуктов: перевалочные нефтебазы, сырьевые и товарные призаводские нефтебазы, распределительные. Существует много смешанных нефтебаз, которые одновременно выполняют перевалочные, завозные и распределительные операции. На нефтебазах проводят следующие основные операции: 1) прием нефтепродуктов, доставляемых на базу в железнодорожных цистернах, нефтеналивных судах, по трубопроводам и т. д.;

2) хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

3) отпуск больших партий нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда, трубопроводы;

4) отпуск малых количеств нефтепродуктов мелким потребителям через разливочные, автоколонки и тарные склады в контейнеры, бочки, бидоны;

5) подогрев застывающих и вязких нефтепродуктов в резервуарах, железнодорожных цистернах, нефтеналивных судах, трубопроводах.

Кроме того, на нефтебазах могут проводиться и вспомогательные операции: очистка, осветление и регенерация масел, изготовление мелкой тары и т. п. На сырьевых призаводских нефтебазах в случае необходимости осуществляется обезвоживание и обессоливание сырых нефтей.

В зависимости от мощности нефтебаз и объема производимых операций число и характеристика отдельных сооружений и объектов производственного и вспомогательного назначения, входящих в общий комплекс нефтебаз, могут быть самыми различными.

На рис. 122 приведена примерная схема крупной смешанной нефтебазы. Вся территория нефтебазы разбивается на шесть зон:

1 - приема и отпуска нефтепродуктов; II - хранения; III - оперативная;

IV - вспомогательных технических сооружений; V - административно-хозяйственных сооружений; VI - очистных сооружений.

Зона приема и отпуска нефтепродуктов включает сооружения, предназначенные для приема и отпуска нефтепродуктов крупными партиями. В состав сооружений этой зоны входят причалы, железнодорожные тупики со сливно-наливными эстакадами, насосная с обвязкой и лаборатория для анализа нефтепродуктов. В зону хранения входит резервуарный парк с мерниками для замера небольших партий нефтепродуктов. В этой же зоне размещается пеноаккумуляторная станция для выработки пены, необходимой для тушения горящих резервуаров.

Объекты первой и второй зон соединены сетью трубопроводов, позволяющих направлять нефтепродукты из одного объекта в другой. В оперативной зоне проводится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры, бочки, бидоны. В этой зоне размещаются автоэстакады для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные станции для разлива нефтепродуктов в бочки и бидоны, тарные склады, где хранятся в мелкой таре расфасованные нефтепродукты, автомобильные весы для взвешивания пустых и груженых автомашин.

Зона вспомогательных технических сооружений предназначена для обслуживания основных объектов нефтебазы. В нее входят следующие сооружения: разгрузочная площадка, предназначенная для разгрузки прибывающего по железной дороге оборудования, материалов, запасных частей -и нефтепродуктов в таре; складские помещения; котельная для снабжения паром силовых установок, а также подогрева нефтепродуктов и отопления помещений; механическая мастерская; бондарный цех; электростанция или трансформаторная подстанция: водонасосная с резервуарами или водонапорной башней.

Зона административно-хозяйственных сооружений включает в себя контору с проходной будкой, пожарное депо, здание вооруженной охраны нефтебазы, гараж.

В зоне очистных сооружений располагаются объекты для очистки ливневых вод и сбора пролитых на территории нефтебазы продуктов. В состав сооружений этой зоны входят песколовка, нефтеловушка, аварийный амбар, иловая площадка,

Все объекты нефтебазы - котельные, насосные, эстакады - соединены промышленными коммуникациями (паровой сетью, электросетью, водопроводами и т. п.).

На рис. 122 движение нефтепродуктов на складе показано сплошной линией, а путь транспорта - пунктирной.

Естественно, что перечисленные объекты необязательно входят в состав каждой нефтебазы. Так, чисто перевалочные базы обычно не имеют сооружений третьей зоны; нефтебазы, оперирующие только со светлыми нефтепродуктами, часто не имеют котельных установок, не на всех нефтебазах имеются бондарные мастерские, регенерационные установки и т. п. Но основной комплекс сооружений, (сливные и наливные устройства, резервуарный парк, насосная, средства пожаротушения, мехмастерская) обязателен для всех крупных баз.

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.

Сеть магистральных газопроводов в нашей стране систематически расширяется. Основные системы газопроводов: север Тюменской области -районы Урала и Центра, Средняя Азия - Центр, трансконтинентальный газопровод из Оренбурга к государственным границам для подачи газа в Болгарию, Венгрию, ГДР, Польшу, Румынию и Чехословакию.

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 телефонную 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 взрывоопасностью 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.

Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя следующие основные комплексы: головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки газа; линейные сооружения, состоящие из собственно магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через естественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, дренажных установок; компрессорные станции с установками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом (КРП) для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-вспомогательными сооружениями (включая склады горюче-смазочных материалов, установки регенерации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки); газораспределительные станции (ГРС), оборудованные регуляторами давления; подземные газохранилища с компрессорными станциями.

Газ с газового промысла по газосборным сетям поступает на головные сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков устанавливают запорные устройства и продувочные свечи. Отключающие краны размещают через каждые 20-25 км, а также на берегах водных преград (при пересечении их газопроводом в две или более ниток) и у компрессорных станций. Продувочные свечи располагаются вблизи кранов, обеспечивая опорожнение отключаемых участков трубопроводов на время их ремонта. Вдоль трассы газопровода размещают противокоррозионные (катодные и протекторные) установки для защиты труб от коррозии, а также дома линейных ремонтеров (через каждые 20-30 км), имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими компрессорными станциями и аварийно-ремонтными пунктами. В конце газопровода или его ответвления сооружают газораспределительную станцию (ГРС), предназначенную для подачи газа в распределительную сеть города или промышленного предприятия. Составная часть магистрального газопровода - компрессорные станции предназначены для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его компримирования, а также для подготовки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100-200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т. е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на промежуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.

В качестве основных газоперекачивающих агрегатов в зависимости от требуемых условий применяют: поршневые газомотокомпрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электрическим приводами.

Поршневые газомотокомпрессоры, объединяющие в одном агрегате силовую часть и компрессор, обладают высокой надежностью. Однако в связи с относительно небольшой мощностью (до 3700 кВт) и подачей до 4 млн. м³/сут их применяют в основном на газопроводах с небольшой пропускной способностью.

Газоперекачивающие агрегаты с центробежным нагнетателем и газотурбинным приводом относятся к высокопроизводительным агрегатам. Поэтому их применяют главным образом на мощных газопроводах. Газотурбинные агрегаты, кроме большой мощности, обладают и другими преимуществами тю сравнению с поршневыми газомотокомпрессорами; они меньше расходуют масла и могут работать без мощных установок водяного охлаждения (связанного с сооружением громоздких градирен, очистительных сооружений и др.). Кроме того, они имеют меньшую вибрацию по сравнению с газопоршневыми агрегатами, а также способны повышать мощность при низких температурах воздуха и более приспособлены для дистанционного управления. Однако к.п.д. этих агрегатов ниже к.п.д. газопоршневых. Газотурбинные агрегаты изготовляют мощностью 4000-10000 кВт с подачей от 13 до 34 млн. м³/сут.

Газоперекачивающие агрегаты с центробежным нагнетателем и электроприводом имеют более низкую стоимость, весьма компактны, требуют меньшей площади застройки, более приспособлены для автоматического управления и менее опасны в пожарном отношении. К недостаткам этих агрегатов можно отнести недостаточную приспособленность к колебаниям нагрузки нагнетателя, и, кроме того, не обладают свойствами газовых турбин повышать мощность с понижением температуры наружного воздуха. Эти агрегаты изготовляют мощностью 4-4,5 тыс. кВт, с подачей 13 млн. м³/сут.

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.

Газгольдеры постоянного объема (рис. 123) характеризуются неполным использованием их геометрической емкости. Например, если газгольдер рассчитан на максимальное давление 0,8 МПа, а давление в городском коллекторе составляет 0,2 МПа, то полезная емкость газгольдера составит шесть геометрических объемов вместо восьми, т. е. коэффициент использования составит 75 %.

Газгольдеры переменного объема рассчитаны на хранение большого объема газа под низким давлением (около 3 кПа). К недостаткам их относится трудность герметизации, сложность монтажа, громоздкость, так как для изменения объема при постоянном давлении они оборудуются плавающими крышами или понтонами.

Применение газгольдеров не решает задачи накопления больших количеств газа, требующихся для выравнивания значительных сезонных колебаний в потреблении газа. Они могут играть роль буферной емкости лишь при суточных, незначительных колебаниях в подаче газа потребителям: ночью заполнение газгольдеров, днем - опорожнение при постоянной производительности магистрального газопровода.

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. 1. Истощенные нефтяные и газовые месторождения;

2. 2. Разнообразные геологические ловушки пластовых водонапорных систем;

3. Естественные и искусственно создаваемые в недрах земли трещины, каверны, пещеры.

На рис. 124 показаны схемы подземных хранилищ газа, образованных в выработанном нефтяном пласте (а) и в ловушке (б), представляющей собой верхнюю часть, т. е. купол пласта. Максимально допустимое давление газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания пласта, его массы, структуры и размеров площади газоносности. Для закачки газа ъ хранилища, как правило, строят компрессорные станции с давлением до 15 МПа. Характерная особенность эксплуатации подземных хранилищ газа - цикличность их работы, которая выражается в смене процесса закачки и отбора газа. В процессе закачки происходит заполнение пласта-коллектора и создание общего объема газохранилища, подразделяемого на активный и буферный объемы газа. Буферный объем это минимально необходимое количество неизвлекаемого газа в пластовых условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Активный же объем участвует в процессе закачки и отбора. Объем буферного остаточного газа составляет 60-140 % рабочего (активного) газа с учетом создания в хранилище определенного давления в конце отбора газа при соответствующем дебите скважин. Газ закачивают в весенне-летний период, когда потребность в нем значительно ниже, чем зимой. Зимой хранилища работают на отбор. Эксплуатация газохранилищ производится с учетом гидрогеологических условий пласта - коллектора, запасов газа в хранилище и неравномерности газопотребления системы газопроводов.

Переработка нефти и газа

Назначение нефтепродуктов. 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.).

Топлива:

а) авиационные бензины Б-100/130, Б-95/130, Б-91/115 и-Б-70: Б-бензин, в числителе приведено октановое число, в знаменателе - сортность; Б-70 - неэтилированный бензин;

б) автомобильные бензины А-66.А-72, А-76, АИ-93, А1-98: А -автомобильный, цифры характеризуют октановые числа, И - октановое число по исследовательскому методу; в) тракторные топлива (лигроины и керосины);

г) реактивные топлива Т-1, ТС-1, Т-5, Т-6, Т-7: Т-топливо, С-сернистая нефть, цифра характеризует марку топлива;

д) дизельные топлива ДА, ДЗ, ДЛ, ДС, ДТ, ДМ: Д - дизельное, А -арктическое, 3 - зимнее, Л - летнее, С - специальное, ДТ и ДМ - для тихоходных двигателей;

е) газотурбинные топлива: мазуты и газойли;

ж) котельные топлива Ф5, Ф12, 40, 100, 200, МП: ф - флотский мазут, 5 и 12 - условная вязкость при 50° С, 40, 100, 200 - топочный мазут, МП - топливо для мартеновских печей.

Нефтяные масла:

а) моторные - применяются для смазки авиационных, автомобильных и дизельных двигателей;

б) индустриальные - для смазки промышленного оборудования (машин и механизмов);

в) цилиндровые - для смазки золотников и цилиндров поршневых паровых машин; г) турбинные - для смазки и охлаждения подшипников различных турбоагрегатов и генераторов электрического тока;

д) компрессорные - для смазки цилиндров, штоков и клапанов компрессоров, воздуходувок и холодильных машин;

е) трансмиссионные - для смазки зубчатых передач в большинстве машин и механизмов;

ж) осевые - для смазки шеек осей железнодорожных вагонов, колесных пар тепловозов и паровозов и некоторых других узлов трения подвижного состава железнодорожного транспорта;

з) электроизоляционные - трансформаторные, конденсаторные и кабельные, которые выполняют функции диэлектрика и охлаждающей жидкости;

и) масла для гидравлических систем - для гидропередач автомобилей, тепловозов, самолетов, а также различных стационарных механизмов;

к) белые - (вазелиновое, медицинское и парфюмерное) - для лечебных целей, приготовления кремов, мазей, губных помад и т. п.

Парафины, церезины, вазелины. Твердые товарные парафины применяют как сырье для производства синтетических жирных кислот и спиртов, которые, в свою очередь, служат основой для производства моющих средств. Парафин используют в медицине, пищевой промышленности (тара и обертки из парафинированной бумаги и картона), производстве спичек, свечей, древесно-волокнистых плит и других изделий.

Петролатум - это твердые углеводороды, состоящие из смеси парафина, церезина и масел, которые получаются при депарафинизации смазочных масел. Из петролатумов и парафинов, выделяемых из нефти при ее добыче и транспорте, получают церезины.

Церезин применяют при производстве смазок, вазелинов, кремов, различных сплавов, как изоляционный материал в электро- и радиотехнике и т. п.

Вазелин (естественный) получают из парафинистых мазутов. Искусственный вазелин - это смесь минерального масла и парафина, а технический - смесь парафина с индустриальным маслом.

Медицинский вазелин - это смесь белого церезина и парафина с парфюмерным маслом.

Нефтяные битумы получают из тяжелых остатков перегонки нефти, крекинга и очистки масел. Применяют при изготовлении гидроизоляционных и кровельных материалов. Они являются основой для получения рубраксов, которые используют при изготовлении резины, как водостойкий материал. Но основное применение они находят в дорожном строительстве.

Осветительные керосины применяют для бытовых нужд. Качество осветительного керосина зависит от его химического состава: чем больше в нем парафиновых углеводородов, тем выше его качество.

Растворители:

а) БР-1 (БР - бензин-растворитель, применяется в резиновой промышленности);

б) уайт-спирит - применяется в лакокрасочной промышленности;

в) экстракционный бензин — применяется в процессах экстракций и др. Прочие нефтепродукты,

Нефтяной кокс применяют для производства электродов, а также в алюминиевой промышленности для изготовления анодной массы, служащей для выплавки алюминия из глинозема, сажу - в резиновой промышленности, а также для изготовления карандашей, изоляционных материалов, копировальной бумаги, красок и т. д.

Консистентные смазки - густые продукты переработки нефти: антифрикционные (смазочные), предохранительные и' уплотнительные. К ним относятся солидолы, технические вазелины, консталины и др.

Соли нафтеновых кислот, мылонафт, асидол применяют в лакокрасочной промышленности в качестве ускорителей высыхания лака, в мыловаренной промышленности в качестве заменителя жиров, в текстильной (при крашении) и кожевенной промышленностях, а также в других отраслях.

Продукты пиролиза - ароматические углеводороды (бензолы, толуолы и ксилолы) применяют как добавку к бензинам с целью улучшения их качества, а также используют в ряде других отраслей промышленности. Бензол - исходный продукт для получения полиамидных волокон типа капрон и нейлон, синтетического каучука и пластических масс на базе фенола. Кроме того, бензол применяют как сырье для приготовления красителей, фармацевтических и фотографических препаратов, а также в качестве растворителей и экстрагирующего вещества.

Толуол широко применяют как сырье для получения капролактама, в качестве растворителя при производстве некоторых пластмасс, смол, лаков и типографских красок.

Ксилол применяют как растворитель лаков, красок, мастик, фармацевтических препаратов, а также в химической промышленности.

Бензины. Авиационные и автомобильные бензины – смесь углеводородных компонентов, получаемых в результате различных технологических процессов переработки нефти.

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.

Одним только испарением нельзя добиться четкого разделения фаз на узкие фракции. При нагревании смеси растворимых друг в друге веществ (какой является нефть) в паровую фазу переходят не только молекулы легких компонентов, но и часть молекул более тяжелого компонента. Часть молекул легкого компонента может быть растворенной в остатке. Поэтому для разделения жидких неоднородных смесей на практически узкие фракции, которые различаются по температуре кипения, в процессе перегонки нефти применяют ректификацию.

Сущность ректификации заключается в том, что между восходящим потоком паров и стекающей вниз жидкостью (флегмой) происходит тепло- и массообмен. В результате этого пары обогащаются низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами. Если контактов между жидкостью и парами вполне достаточно, то пары будут состоять в основном из низкокипящих, а жидкость - из высококипящих компонентов. Ректификация осуществляется в ректификационных колоннах.

В ректификационную колонну подается сырье, подогретое до необходимой температуры и представляющее собой смесь паров и жидкости. Пары поднимаются вверх по колонне, а жидкость стекает вниз. На верхнюю часть ректификационной колонны подается орошение, представляющее собой продукт, полученный после конденсации паров, отходящих с верхней ее части. Встречаясь с поднимающимися горячими парами, орошающая колонну жидкость нагревается и постепенно испаряется. При этом она отнимает тепло у паров, в результате чего некоторое количество их конденсируется и стекает в виде флегмы в нижнюю часть колонны. Этот процесс испарения и конденсации повторяется по всей высоте колонны на каждой тарелке.

Фракционный состав флегмы и паров по высоте колонны непрерывно меняется: стекающая вниз флегма все более обогащается тяжелыми фракциями, поднимающиеся пары становятся более легкокипящими. Поток паров, поднимающихся вверх, создается испарением подаваемого в колонну сырья и частично испарением остатка нижней части колонны; поток жидкости, стекающей вниз, образуется в верхней части колонны за счет орошения. Температура внутри колонны изменяется по высоте в соответствии с температурами кипения разделяемых компонентов: в верхней части колонны она близка к температуре кипения легкокипящего компонента.

Схема установки прямой перегонки нефти показана на рис. 125. Нефть нагревается в трубчатой печи 5, внутри которой расположен змеевик, состоящий из многих соединенных между собой труб. Поверхность труб нагревается при помощи форсунок или горелок, в которых сгорает жидкое топливо.

Нефть, прокачиваемая через эти трубы, нагревается до требуемой температуры и частично превращается в пар. Пары нефти вместе с неиспарившимся остатком поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 5, куда подается также водяной пар. В колонне отделяются в виде паров все фракции, которые должны быть отобраны из нефти. В верхней части колонны отходит наиболее легкая фракция - бензиновая, которая конденсируется в конденсаторе и через холодильник направляется в резервуары. Часть бензиновой фракции после охлаждения возвращается обратно в колонну для орошения. В качестве боковых погонов с колонны отбираются, считая от верха колонны, керосиновая и дизельная фракции. В зависимости от заданного ассортимента могут быть отобраны и другие фракции. Для получения товарных продуктов дистилляты, полученные при перегонке нефти, подвергаются дальнейшей обработке.

Из нижней части колонны отходит остаток перегонки нефти - мазут. Последний в зависимости от качества исходной нефти может быть использован как сырье для термического крекинга с целью получения автомобильного бензина, смазочных масел, битума. Без переработки мазут можно использовать как котельное топливо.

Термические процессы деструктивной переработки нефти

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; р - 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-керосин, товарный топочный мазут и крекинг-газ.

Коксование - это 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.

Различают следующие способы коксования: периодический, полунепрерывный и непрерывный.

Периодический способ коксования заключается в том, что процесс ведется в специальных аппаратах, называемых кубами. Схема коксования приведена на рис. 129. Сырье загружается в куб и одновременно зажигается форсунка. После наполнения куба интенсивной шуровки при 380-400° С начинается выделение дистиллятов, количество которого увеличивается до определенной температуры, после чего подъем температуры замедляется. Затем температура в кубе поднимается до 450-500° С, причем скорость выделения отгона уменьшается. После прекращения выделения отгона образовавшийся кокс прокаливают, повышая температуру днища куба до 700- 720° С. Затем куб пропаривается и охлаждается водяным паром.

К недостаткам процесса коксования в кубах относятся: небольшая производительность, значительный расход топлива (до 8 %) и металла (быстрый износ куба), трудоемкий и тяжелый способ выгрузки кокса. Кроме того, кубовые батареи громоздки и занимают большую площадь.

Полунепрерывный способ коксования иначе называют замедленным коксованием. Процесс этот проводится в специальных аппаратах, называемых коксовыми камерами, которые представляют собой пустотелые цилиндры, рассчитанные на невысокое давление (до 0,4 МПа). Сущность способа: сырье коксования нагревают в печи до 500° С и направляют в коксовую камеру. Здесь сырье находится длительное время и за счет тепла, полученного в печи, коксуется. Из верхней части коксовой камеры уходят легкие дистилляты, в нижней части образуется кокс. После того как камера заполнится на 30-90 % коксом, сырье из печи направляется в другую камеру, а из первой выгружается кокс. Таким образом, при данном способе коксования происходит непрерывная подача сырья, выгрузка кокса - периодическая.

Непрерывный способ коксования заключается в следующем: нагретое сырье вступает в контакт с подвижным теплоносителем и коксуется на его поверхности. Образовавшийся кокс вместе с теплоносителем выводится из зоны реакции в регенератор, где часть кокса выжигается. За счет тепла выжигания теплоноситель (кокс) подогревается и возвращается в зону реакции. Кокс может быть крупногранулированным или порошкообразным. Если кокс порошкообразный, коксование происходит в кипящем слое теплоносителя. Здесь выход кокса происходит в меньших количествах.

Наиболее распространен способ замедленного коксования.

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 жидкого 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 реформинг

Процесс расщепления нефтяных фракций при высоких температурах (440-500° С) и невысоких давлениях (до 0,15 МПа) в присутствии алюмосиликатных катализаторов называется каталитическим 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 (алюмосиликатные и цеолитные).

По форме частиц катализаторы бывают: 1) шариковые (диаметр шарика - 3-6 мм); 2) микросферические (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 мелкодисперснбго 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 кокс (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.

Очистка нефтепродуктов

Очистка светлых нефтепродуктов

Основная масса нефтепродуктов (дистиллятов), получаемых при перегонке нефти и мазута, а также при деструктивных процессах, содержит в своем составе примеси, ухудшающие свойства нефтепродуктов. Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, зависят от химических свойств перерабатываемого сырья, процесса переработки, технологического режима.

Для удаления вредных примесей дистиллятные продукты подвергаются очистке. Выбор способа очистки зависит от качества подлежащего очистке дистиллята, от назначения целевого продукта и предъявляемых к нему требований.

Нежелательными примесями, содержащимися в дистиллятах светлых нефтепродуктов, являются: сернистые соединения, непредельные соединения, смолы, нафтеновые кислоты, твердые парафины. Наличие в моторных топливах сернистых соединений обусловливает коррозию деталей, двигателей; нафтеновые кислоты также агрессивны в отношении ряда металлов (железо, медь, цинк, олово). Присутствие непредельных соединений в топливах делает их нестабильными при хранении и эксплуатации: такие топлива выделяют осадки, загрязняющие систему топливопроводов и препятствующие нормальной эксплуатации двигателей.

При содержании твердых парафиновых углеводородов в дизельных топливах последние имеют высокую температуру застывания. Применение такого топлива в зимних условиях осложняет запуск двигателей и преждевременно выводит их из строя.

Некоторая часть светлых нефтепродуктов расходуется не в виде моторного топлива, а для других целей, например в качестве осветительного керосина, специальных бензинов-растворителей и пр. В этих случаях к готовым продуктам предъявляются требования, связанные со специфическими особенностями их применения. Например, для осветительного керосина нежелательно присутствие ароматических углеводородов, образующих коптящее пламя. Содержание ароматических углеводородов ограничивается и для ряда растворителей (уайт-спирит, экстракционный бензин и др.), так как эти углеводороды обладают токсичностью. Таким образом, ароматические углеводороды являются ценными компонентами топлив для карбюраторных двигателей и подлежат удалению из бензинов-растворителей и осветительных керосинов.

Для удаления из светлых продуктов содержащихся в них вредных примесей применяются различные процессы.

Щелочная очистка или выщелачивание. Процесс заключается в обработке бензиновых, керосиновых и дизельных фракций водными растворами каустической или кальцинированной соды. При обработке щелочью из бензинов удаляют сероводород и частично меркаптаны, из керосинов и дизельных топлив - нафтеновые кислоты.

Кислотно-щелочная очистка - обработка продукта серной кислотой и нейтрализация его водным раствором щелочи. Такую очистку применяют в тех случаях, когда необходимо удалить непредельные и ароматические углеводороды и смолы.

Депарафинизация применяется для понижения температуры застывания дизельных топлив и заключается в обработке продукта раствором карбамида, с которым парафиновые углеводороды образуют комплекс, и отделении этого комплекса от продукта. Затем комплекс путем нагрева разлагают на парафин и карбамид, который опять возвращается в производственный цикл.

Гидроочистка применяется для удаления сернистых соединений из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций прямой перегонки высокосернистых и сернистых нефтей. Процесс гидроочистки осуществляется введением водорода при повышенном давлении (5 МПа) над катализаторами. При этом водород вытесняет серу в виде сероводорода. Гидроочистку применяют также и для очистки продуктов вторичного происхождения от непредельных соединений, которые, присоединяя водород, превращаются в предельные.

Каталитическая очистка алюмосиликатными катализаторами применяется для облагораживания бензинов, полученных в процессе каталитического крекинга. При этом в бензине уменьшается содержание непредельных углеводородов и повышается октановое число. Процесс применяют для производства бензинов авиационных марок.

Ингибирование - процесс добавления к продукту вещества, имеющего антиокислительные свойства и оказывающего тормозящее действие на реакции окисления и полимеризации (к бензинам термического крекинга, содержащим значительное количество непредельных углеводородов, а потому нестабильным при хранении и эксплуатации).

Кроме указанных процессов, широко распространенных в заводской практике, существуют также и другие методы очистки светлых нефтепродуктов. К ним относятся очистка светлых нефтепродуктов отбеливающими реагентами, различные способы обессеривания бензинов, очистка солями.

Очистка смазочных масел

Смазочные масла получают путем перегонки мазута на вакуумных и атмосферно-вакуумных установках. Для производства масел используют дистиллятные фракции перегонки мазута (выделяемые в интервалах 300-400° С, 350-420° С, 420-450° С) и остаточные, т. е. гудрон (выше 500° С).

Масла, полученные из дистиллятных фракций, называют дистиллятными, а из гудрона - остаточными.

При очистке смазочных масел применяют следующие основные процессы:

1) очистка селективными растворителями;

2) деасфальтизация;

3) депарафинизация;

4) гидроочистка;

5) сернокислотная и щелочная очистка. Селективными (избирательными) растворителями называют такие вещества, которые обладают способностью извлекать при определенной температуре из нефтепродукта только какие-то определенные компоненты, не растворяя остальных компонентов и не растворяясь в них.

Для очистки масел применяют следующие растворители: фенол, фурфурол, пропан, крезол, метилэтилкетон, ацетон, дихлор-этан, бензол, толуол. Их применяют для удаления из масел смол, асфальтенов, ароматических углеводородов и твердых парафиновых углеводородов.

Остаточные масляные фракции могут содержать более 50% смол и асфальтенов, которые должны быть удалены. Для них очень трудно подобрать селективные растворители. Поэтому подбирают растворитель для ценных углеводородов масла, а ас-фальтосмолистые вещества выпадают в осадок. В этом заключается процесс деасфальтизации. В данном случае растворителем является сжиженный пропан.

Иногда совместно исиользуют два несмешивающихся растворителя, т. е. очистку масел проводят парными растворителями. Например, берут сжиженный пропан и смесь фенола и крезола. Пропан способствует осаждению смол, асфальтенов, а второй растворитель хорошо их растворяет. Оба растворителя имеют разные свойства и незначительно растворяются друг в друге.

В результате селективной очистки образуются две фазы: полезные компоненты масла образуют рафинатную фазу, нежелательные примеси - экстрактную. Масло после отгонки от него растворителя называется рафинатом, экстрактная фаза после отгонки из нее растворителя называется экстрактом.

Рафинаты селективной очистки, полученные из парафинистых нефтей, содержат твердые углеводороды. При понижении температуры масла теряют подвижность, становятся непригодными к эксплуатации. Это объясняется выделением твердых углеводородов. Для того чтобы масла были пригодными к эксплуатации при низких температурах, из них удаляют эти твердые углеводороды, т. е. проводят депарафинизацию рафинатов селективной очистки.

Твердый продукт, выделяемый из дистиллятных масел, называется гачем, а из остаточных масел - петролатумом. После селективной очистки масла иногда подвергают гидроочистке. Цель гидроочистки масел - улучшение цвета и стабильности, повышение вязкостно-температурных свойств, снижение коксуемости и содержания серы. Гидроочистке подвергают дистиллятные и остаточные масла (до или после депарафинизации и деасфальтизации). Побочными продуктами гидроочистки являются углеводородные газы (используются как топливо на установке), сероводород (используется для получения серы) и отгон (используется как добавка к котельным топливам).

Сернокислотная очистка масел применяется для удаления из масляной фракции асфальто-смолистых соединений, непредельных углеводородов, нафтеновых кислот и частично азотисто-сернистых и ароматических соединений. В результате реакции образуются два слоя: верхний - углеводороды масла и незначительное количество продуктов реакции и серной кислоты (растворенной в масле) и нижний - продукты реакции, избыток кислоты, соединений, растворившихся в кислоте, и масла, увлеченного вниз. Так как в верхнем слое имеются следы серной кислоты, нефтяных кислот и сульфокислоты, то их удаляют из масел нейтрализацией раствором едкого натра. В результате щелочной обработки образуются соли, которые переходят в щелочной раствор. Щелочные отходы отделяют, а масло промывают паровым конденсатом для удаления остатков солей нафтеновых кислот, после чего подсушивают воздухом.

Переработка углеводородных газов

Классификация газов. Естественные углеводородные газы условно разделяются на природные и нефтяные. Природные - это газы газовых и газоконденсатных месторождений. Природные газы газовых месторождений весьма бедны тяжелыми углеводородами; преобладающим компонентом их является метан (93-98 %), поэтому они используются в основном для топливно-энергетических нужд.

Газы газоконденсатных месторождений также состоят в основном из метана, но содержат некоторое количество высококипящих углеводородов, которые при снижении давления превращаются в конденсат. При переработке конденсата на газоперерабатывающем или нефтеперерабатывающем заводе получают сжиженный газ, бензин и дизельное топливо.

Нефтяные газы характеризуются повышенным содержанием пропана, бутанов и бензиновых фракций углеводородов и пониженным содержанием метана и являются основным сырьем газо-перерабатывающих заводов.

Способы переработки углеводородных газов. Переработка нефтяных газов сводится к выделению из них бензина, получению сжиженных газов и индивидуальных углеводородов. Схематически это можно изобразить так: газ → нестабильный газовый бензин → стабилизация → фракционирование → сжиженный газ → индивидуальные углеводороды.

В соответствии с этой схемой на ГПЗ осуществляют: 1) сжатие газа до давления, необходимого для переработки сырого газа и для транспорта отбензиненного газа по магистральным газопроводам до потребителей; 2) извлечение из сырого газа нестабильного бензина; 3) разделение нестабильного бензина, получающегося на заводе и поступающего извне (например, с нефтестабилизационных установок), на стабильный бензин и индивидуальные углеводороды: пропан, изобутан и н-бутан.

Сырой газ поступает на завод под сравнительно небольшим давлением (0,3-0,4 МПа). Все газопроводы, идущие к заводу, соединены в один узел, называемый пунктом приема газа, в котором замеряют количество газа, поступающего по каждому трубопроводу. Затем газ одним потоком -направляется на очистку.

Для очистки газа от механических примесей устанавливают сепараторы различных конструкций, работа которых основана на том, что при уменьшении скорости движения газа, изменении направления потока или возникновения центробежной силы из газа выпадают песок, пыль, капли влаги, масла и конденсата.

В газах некоторых месторождений содержится значительное количество сернистых соединений, главным образом сероводорода, который является коррелирующим веществом. Он весьма токсичен. Газ очищают от сернистых соединений на специальных установках, на которых используется способность некоторых химических соединений, в частности моноэтаноламина, поглощать сероводород при низких температурах и снижении давления.

Очищенный от сероводорода газ направляется на следующую стадию переработки - отбензинивание. Промышленное значение имеют четыре способа отбензинивания газов.

1. Компрессионный способ - сжатие газа в компрессорах и последующее его охлаждение. В результате этого значительная часть тяжелых углеводородов, входящих в состав газа, переходит в жидкое состояние и отделяется в сепараторах от несконденсированного газа. Компрессионный способ применяют для отбензинивания "жирных" газов с высоким содержанием пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов. Этот способ, как правило, является вспомогательным и сочетается с другими способами отбензинивания.

2. Абсорбционный способ. Сущность его. заключается в растворении жидким нефтепродуктом (например керосином) содержащихся в газе тяжелых углеводородов. В специальной колонне, называемой абсорбером, контактируют абсорбент и перерабатываемый газ. При этом поглощающую жидкость (абсорбент) подают в верхнюю часть колонны; стекая по насадке или тарелкам вниз, абсорбент многократно соприкасается с идущим снизу вверх потоком газа.

Обогащенный углеводородами абсорбент отводится с низа колонны на десорбцию, при которой извлеченные углеводороды, образующие после конденсации нестабильный бензин, отпариваются из него. Регенерированный абсорбент охлаждается и используется вновь.

Применение абсорбционного способа наиболее рационально для отбензинивания газов, содержащих в 1 м³ более 100 г пропана, бутана и тяжелых углеводородов.

3. Адсорбционный способ основан на способности твердых пористых материалов (адсорбентов) поглощать (адсорбировать) пары и газы. Газ пропускают через цилиндрические аппараты - адсорберы, наполненные адсорбентом, например активированным углем. Адсорбент поглощает из газа преимущественно тяжелые углеводороды и с течением времени насыщается ими. Для извлечения поглощенных углеводородов и восстановления адсорбционной способности насыщенный адсорбент обрабатывают острым водяным паром. Смесь водяных и углеводородных паров охлаждается и конденсируется. Полученный нестабильный бензин легко отделяется от воды при отстое. Для обеспечения непрерывного отбензинивания газа ставят несколько периодически работающих адсорберов, поочередно отключаемых на десорбцию. Такая система работы является полунепрерывной.

Процесс адсорбции может осуществляться и в непрерывно действующих аппаратах. При этом отбензинивание проводят движущимся навстречу газу слоем активированного угля. Этот процесс носит название гиперсорбции. В нем сочетаются одновременно отбензинивание и фракционирование, т. е. в этом процессе сырой газ разделяется на сухой, индивидуальные углеводороды и газовый бензин. Углеадсорбционный способ целесообразно применять для отбензинивания "тощих" газов, в которых содержание пропана, бутанов и высших углеводородов не превышает 50 г/м³, а также газов, содержащих воздух. Перерабатываемый газ не должен содержать сероводорода, из которого образуется элементарная сера, забивающая поры угля, вследствие чего уголь становится непригодным для дальнейшей работы.

4. Способ низкотемпературной ректификации заключается в том, что из сжатого газа после предварительного охлаждения до минусовых температур выделяется конденсат. Смесь газа и конденсата или отсепарированный конденсат поступает в ректификационную колонну. На верху колонны поддерживается отрицательная температура, а низ ее подогревается. В результате сжиженный газ разделяется: тяжелые углеводороды собираются в нижней части, а легкие в виде остаточного газа уходят с верха колонны. С низа колонны непрерывно отводится полученный из газа нестабильный бензин.

Низкотемпературный способ отбензинивания целесообразен тогда, когда необходимо обеспечить максимальное извлечение из газа индивидуальных углеводородов - пропана и этана.

Присутствие в газе влаги при высоких давлениях и низких температурах может привести к образованию гидратов и тем самым повлечь за собой частичную или полную закупорку газопровода. Для предотвращения образования гидратных пробок и обеспечения безаварийной перекачки газ перед подачей в магистральный газопровод подвергают осушке на специальной установке

Удаление из газового бензина метана, этана, пропана и частично бутана называется стабилизацией. Для стабилизации газового бензина применяют специальные стабилизационные установки.

Полученный на отбензинивающей установке нестабильный бензин направляют на газофракционирующую установку. На эту же установку может поступать с нефтестабилизационных установок нестабильная головка нефти. Работа газофракционирующей установки, на которой разделяют нестабильный газовый бензин на фракции (индивидуальные углеводороды или их группы), основана на различии температур кипения этих фракций.

В результате фракционирования нестабильного бензина получают освобожденный в значительной степени от легких углеводородов бензин и индивидуальные углеводороды (пропан, изобутан, нормальный бутан). Они являются товарной продукцией завода.

Готовую продукцию на газобензиновом заводе хранят и емкостях. Для каждого продукта предусматривается своя группа емкостей, конструкция которых зависит от физических свойств хранимого продукта. Этан на заводе не хранится, его сразу же после извлечения перекачивают по трубопроводу потребителям.

В товарном парке может храниться нестабильный бензин, получаемый извне или накапливающийся во время остановок на ремонт газофракционирующей установки. Готовую продукцию отгружают через наливные эстакады. Стабильный газовый бензин транспортируют в обычных бензиновых автомобильных или железнодорожных цистернах, а сжиженные газы - в специальных цистернах, позволяющих перевозить их под давлением, Иногда продукцию транспортируют по трубопроводам.

Технологическая схема газоперерабатывающего завода дана на рис. 130.

Химическая переработка нефтяного и газового сырья

Для целей нефтехимического производства используют нефтяные и жидкие продукты переработки нефти в виде низкооктановых бензинов прямой перегонки, побочных продуктов, получающихся при производстве бензола, толуола и др., а также сами ароматические углеводороды и прежде всего бензол.

Нефтяное сырье в виде нефтяного газа и жидких нефтепродуктов не может быть прямо переработано в товарные химические продукты. Для такой переработки нужно предварительно получить химически активные, реакционно-способные углеводороды, к которым в первую очередь относятся непредельные углеводороды (олефины). Особое значение для многих химических процессов имеют простейшие олефины: этилен С₂Н₄, пропилен С_зН₆ и бутилен С₄Н₈.

Основным промышленным методом получения олефиновых углеводородов является пиролиз различного газообразного и жидкого нефтяного сырья.

Для получения отдельных индивидуальных олефинов (этилена и пропилена) продукты пиролиза разделяют на специальных установках. Разделение проводят методами ректификации с применением охлаждения до - 100° С и давления до 3-4 МПа.

Непредельные углеводороды для химической переработки получают также и на нефтеперерабатывающих заводах при производстве топливных продуктов. Они образуются в результате вторичной переработки нефтяного сырья на установках термического, каталитического крекинга в результате коксования тяжелых нефтяных остатков и других процессов.

Газообразные продукты от этих процессов разделяют на газофракционирующих установках с выделением отдельных углеводородов, которые поступают на химическую переработку.

Сущность основных технологических процессов при химической переработке нефтяных газов и жидких углеводородов состоит в следующем.

Полимеризация - процесс соединения разных или одинаковых простых молекул (мономеров) в одну гигантскую молекулу.

Каталитическая полимеризация - тот же процесс соединения мономеров, но при воздействии катализатора.

Полученные в результате полимеризации вещества называют полимерами.

Обычно легко полимеризуются молекулы, имеющие двойную или тройную связь, т. е. ненасыщенные. Например, в определенных условиях молекулы газа этилена соединяются и образуют твердое вещество - полиэтилен. Химическую реакцию полимеризации в данном случае можно записать следующим образом:

п С₂Н₄ → (С₂Н₄) п,

где п - число, которое может изменяться от двух до тысячи и более.

Дегидрирование - реакция, при которой от молекулы исходного углеводорода отрывается один или несколько водородных атомов. При помощи дегидрирования можно превращать насыщенные углеводороды в более реакционно-способные ненасыщенные (олефины). Так, этан можно превратить в этилен, а бутан в бутилен:

С₂Н₆ → С₄Н₄ + Н₂;

С₄Н₁₀ → С₄Н₈ + Н₂.

Дальнейшим дегидрированием олефинов получают диолефины (соединения с двумя двойными связями, например бутадиен):

С₄Н₈ → С₄Н₆ + Н₂.

Гидрирование - реакция, обратная дегидрированию, заключающаяся в присоединении водорода к углеводородам. Гидрирование широко применяется при переработке нефти. Гидрируя, например, олефины, получают парафины, а из ароматических углеводородов - предельные циклические углеводороды.

Окисление - непосредственное воздействие на углеводороды кислорода или воздуха. Путем окисления получают кислотосодержащие соединения: кислоты, спирты, альдегиды, кетоны, окиси олефинов и т. п.

Гидратация - реакция присоединения воды к непредельным углеводородам. В результате гидратации получают спирты.

Алкилирование - процесс взаимодействия преимущественно низкомолекулярных олефинов (этилена, пропилена, бутилена) с парафиновыми или ароматическими углеводородами. Так, в процессе реакции алкилирования бензола этиленом и пропиленом получают этилбензол и изопропилбензол. Первый необходим в производстве синтетического каучука и пластмасс; из второго вырабатывают фенол и ацетон. Алкилированием в нефтеперерабатывающей промышленности получают высокооктановые компоненты моторных топлив.

Сульфирование - реакция взаимодействия ароматических углеводородов с серной кислотой. В результате такой реакции получают сульфокислоты, служащие исходным .веществом для многих синтезов.

Основные продукты химического производства

Синтетический каучук (СК) - высокополимерный продукт, состоящий в основном из углеводородов. В состав некоторых СК входят также хлор, азот, сера, кислород.

Основным свойством каучука является способность в результате вулканизации переходить в резину - высокоэластичный продукт, сохраняющий эти свойства в достаточно широких температурных пределах. Резина, как и каучук, водонепроницаема и обладает прекрасными электроизоляционными свойствами.

В простейшем случае технологический процесс получения СК сводится к следующему. Из этилена путем гидратации получают этиловый спирт. В герметически закрытых сосудах спирт испаряют. Затем температуру паров спирта, перекачанных в реактор, доводят до нескольких сотен градусов в присутствии специального катализатора. Под действием высокой температуры происходит расщепление молекулы спирта на молекулу водорода, две молекулы воды и молекулы бутадиена (С₄Н₆).

Полученный таким образом бутадиен очищают и затем подвергают следующей химической операции - каталитической полимеризации. При полимеризации молекулы дивинила соединяются между собой в длинную цепь - полимер, которая и является молекулой каучука-сырца. После обработки его в мешалках при пониженном давлении (для удаления газов) и прокатки получают полотнища каучука. Свернутый в рулоны, он поступает на резиновые заводы, где из него изготовляют различные изделия.

Синтетический каучук можно получать и из бутана. Для этого из бутана путем отнятия двух атомов водорода (дегидрирования) получают бутилен, а при последующем отнятии от бутилена еще двух атомов водорода получают дивинил. Из дивинила обычным способом вырабатывают каучук.

Пластмассы. При реакции соединения этилена с хлором образуется белое порошкообразное вещество, так называемая поливинихлоридная смола. Подвергая ее дальнейшей химической переработке, получают винипласт - твердое кристаллическое вещество светлого цвета. Винипласт негорюч и не имеет запаха, он не растворяется в кислотах и щелочах, на него не действует даже концентрированная азотная кислота. Винипласт легко распиливается и обрабатывается на станках. Его можно резать и сваривать струей нагретого до 200° С воздуха. Из винипласта можно изготовлять детали штамповкой, прессованием и литьем.

Винипласт идет на производство вентилей, труб, штуцеров, шлангов, арматуры для химической промышленности, электроизоляционного материала и т. д. Кроме того, винипласт - основа таких пористых материалов, как пенопласты, поропласты и мипора. Легкие, как пробка, они обладают замечательными звуко- и теплоизолирующими свойствами.

Для приготовления пено- и поропластов к измельченному в порошок винипласту или другим сходным синтетическим смолам, нагретым до 140-150° С, добавляют порофор - вещество, выделяющее большое количество газов при нагревании. Затем эту смесь тщательно перемешивают, загружают в металлические формы и нагревают до тех пор, пока она не расплавится. Когда из порофора начинает выделяться газ, расплавленная масса пузырится и огромное количество газовых пузырьков стремится подняться на поверхность. Однако вследствие высокой вязкости разогретого винипласта им трудно вырваться из расплава. В результате объем загруженного материала, словно тесто, увеличивается в несколько раз.

Пенопласт получается в том случае, если образующиеся из порофора газы лишь частично прорываются сквозь расплавленную массу, а основная часть их остается внутри вещества и каждый пузырек замкнут в маленьком объеме. Если же большая часть газов прорывается наружу, а их место заполняется атмосферным воздухом, то такую пластмассу называют поропластом.

Легкие материалы получают и без порофора, взбивая специальной мешалкой жидкую пластмассу до густой пены. Затвердев, она превращается в мипору - пластмассу с огромным количеством мельчайших пор.

Промышленный пенопласт в 7 - 10 раз легче воды. Одним из наиболее распространенных видов пластмасс является полиэтилен; это высокомолекулярный продукт полимеризации этилена. Различают два основных вида этого материала - полиэтилен высокого давления и полиэтилен низкого давления. Первый получают путем полимеризации этилена при давлении от 100 до 300 МПа и температуре от 100 до 300° С. Чаще всего применяют давление 150 МПа и температуру 220 - 280° С. Для этого процесса требуется этилен высокой чистоты. В качестве катализатора используют кислород или соединения, разлагающиеся с выделением кислорода.

Полимеризацию этилена осуществляют в трубчатых змеевиках или аппаратах с мешалками.

Полиэтилен низкого давления представляет собой порошок белого или желтого цвета. Получают его путем полимеризации этилена непрерывным методом в присутствии специального катализатора. Вместе с этиленом в реактор подают раствор катализатора. Процесс полимеризации протекает при давлении до 1 МПа и температуре 60-80° С. Продукты полимеризации вместе с растворителем из реактора направляются в испаритель, где растворитель отделяется от полимера.

Полиэтилен как высокого, так и низкого давления обладает рядом ценных свойств: он легок, гибок, может быть окрашен в самые разнообразные цвета, легко поддается очистке. Благодаря хорошим механическим и диэлектрическим свойствам, высокой химической стойкости и водонепроницаемости его широко применяют во многих отраслях промышленности: в медицине, в сельском хозяйстве и особенно в быту. Трубы из полиэтилена успешно применяют для водопроводов, ирригационных сооружений, для перекачки продуктов на химических заводах. Эти трубы отличаются легкостью и хорошими теплоизоляционными свойствами; на них не образуется известковых отложений, они не лопаются и не выходят из строя при замерзании воды.

Прекрасными свойствами обладает другой пластический материал - тетрафторэтилен или тефлон. Эту пластмассу получают путем полимеризации мономеров, в которых атом углерода соединен с двумя атомами фтора. Такие мономеры обычно получают из этилена, заменяя в его молекулах атомы водорода атомами фтора. Молекула тефлона похожа на молекулу полиэтилена, только в ней на месте водорода находятся атомы фтора. Прочность тефлона на разрыв почти равна прочности стали. Тефлон не могут растворить ни кипящие щелочи, ни кислоты; смесь азотной и соляной кислот не производит на него никакого действия. Он растворяется лишь в металлическом натрии, газообразном фторе, трехфтористом хлоре, да и то при высокой температуре.

Изделия из тефлона не изменяют своих свойств даже при - 100° С и выдерживают нагрев почти до 350° С; они не набухают в воде и не смачиваются ею. Если прокатать тефлон между валками под давлением 10-20 МПа, образуется тонкая, чрезвычайно прочная и эластичная пленка.

Свойства этой пластмассы позволяют успешно использовать ее не только в промышленности для изготовления различных прокладок, шлангов, труб, клапанов, для электрической изоляции, но и в хирургии.

Синтетические волокна. В настоящее время наиболее широкое распространение получили следующие виды синтетических волокон: капрон, лавсан, нитрон, анид и др.

Исходным материалом для выработки капрона является капролактам. Этот продукт получают в результате сложной химической переработки фенола или бензола. Полученный капролактам в расплавленном виде в смеси с водой и стабилизаторами подвергают полимеризации. При этом образуется капроновая смола. Полимеризацию осуществляют при температуре 250° С в присутствии инертного газа - азота, не содержащего примесей кислорода.

Капроновую смолу выдавливают из аппарата азотом в холодную воду в виде ленты. Застывшую твердую массу измельчают и после выделения остатков исходного капролактама, не вступившего в реакцию полимеризации, используют для изготовления капронового волокна.

Исходным продуктом для выработки лавсана является параксилол, который получают путем каталитической переработки бензиновых фракций на установках каталитического риформинга.

Лавсан обладает высокой прочностью, устойчивостью к свету, истиранию и непогоде. Он выпускается в виде шелка и штапеля. Штапель-лавсан используют для выработки качественных камвольных тканей для костюмов и пальто.

Жирозаменители и моющие вещества. До последнего времени основным моющим средством являлось твердое мыло - хозяйственное и туалетное. Однако исследования показали, что при его растворении в воде выделяется свободная щелочь, которая портит изделия из шерстяных и других тканей. Обычное мыло плохо моет в жесткой и морской воде, расход его при этом возрастает на 30-50 %.

В настоящее время разработаны и находят широкое применение синтетические моющие средства - стиральные порошки и жидкости. Эти средства обладают высокой моющей способностью в воде самой различной жесткости, включая и морскую воду; они полностью расходуются на стирку и не теряются при взаимодействии с солями, содержащимися в воде.

Исходное сырье для получения моющих средств - синтетические жирные кислоты, получаемые при окислении нефтяного парафина.

Важными продуктами для получения моющих порошков являются сульфанол и алкилсульфаты, которые образуются из высших жирных спиртов путем их сульфирования. Образующиеся при этом сульфоэфиры спиртов обрабатывают щелочью (нейтрализуют), в результате чего получается натриевая соль сульфоэфиров - сульфонат.

Высшие жирные спирты вырабатывают также из жирных кислот натурального жира и из жирных кислот, образующихся при окислении парафина.

Для получения спиртов жирные кислоты подвергают гидрогенизации в присутствии катализатора. Спирты можно также получать и путем прямого окисления парафина.

Описанные продукты химического синтеза различного углеводородного сырья далеко не исчерпывают всех возможностей нефтехимии. В будущем роль химии и особенно нефтехимии в деле общего прогресса промышленного производства будет непрерывно возрастать. Потребность в химических продуктах, особенно в синтетических полимерных материалах для всего народного хозяйства и бытовых нужд еще более повысится.

Увеличение масштабов производства химических продуктов обеспечивается строительством новых предприятий, совершенствованием технологии процессов действующих производств, внедрением новых, более прогрессивных методов работы.