Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Прикладная химия. Сырьевые ресурсы химической промышленности. Учебное пособие
.pdf
насосом 7 возвращается на прием сырьевого насоса 1, а вода
сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.
На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным
обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3 – 5 мг/л и воды до
0.1 масс.%.
При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти почти
полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний,
натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более
чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества
реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других
нефтепродуктов.
Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где,
кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и отстой
(осаждение) деэмульгированной нефти, т.е. он является одновременно
отстойником.
В эксплуатации на промысловых и заводских установках
ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций:
вертикальные; шаровые; горизонтальные.
2.5. Первичная переработка нефти
Первичным и основным способом переработки
подготовленной нефти является ее разгонка на отдельные фракции –
нефтяные дистилляты.
Для перегонки нефти используют одноступенчатые и двухступенчатые
установки.
Одноступенчатые установки работают при атмосферном
давлении и носят название атмосферных трубчаток (АТ).
Двухступенчатые установки, в которых последовательно объединены
атмосферный и вакуумный блоки, носят название атмосферновакуумных трубчаток (АВТ).
На рис. 2.6 приведена двухступенчатая установка.
Предварительно нагретая до 170 – 175 0С в теплообменниках 3,
8 и 11 нефть поступает в трубчатую печь 1, где нагревается до 3500С
топочными газами и подается в ректификационную колонну 2. По
высоте колонны отбирают следующие фракции:
• Бензиновая фракция. Перегоняется в пределах 40 - 180 0С,
углеводородный состав С5 - С12. Используется в качестве компонента
61
товарного автобензина, как сырье для установок каталитического
риформинга.
• Лигроиновая фракция. Перегоняется в пределах 150 – 230 0С,
углеводородный состав C8 - C12, используется как топливо для
тракторов и растворитель.
• Керосиновая фракция. Перегоняется в пределах 180 – 300 0С,
углеводородный состав С9 - С16, используется в качестве топлива для
реактивных авиационных двигателей, для освещения, как горючее для
тракторных двигателей.
• Дизельная фракция (соляровый дистиллят или атмосферный
газойль). Перегоняется в пределах 250 – 360 0С, в состав входят
парафино-нафтеновые углеводороды фракции C12 – C35, используется
как компонент топлива для дизельных двигателей.
Остаток после отгонки из нефти светлых дистиллятов, называемый
мазутом, из куба колонны 2 проходит трубчатую печь 6, нагревается
до 400 – 420 0С и поступает в ректификационную колонну 7,
работающую под вакуумом (атмосферную перегонку дальше вести
нельзя, т.к. при температурах выше 360 – 380 0С начинается процесс
разложения углеводородов).
В колонне 7 отбирают следующие фракции:
- веретенный дистиллят – Т
- машинный дистиллят – Т
- легкий цилиндровый дистиллят – Т
- тяжелый цилиндровый дистиллят – Т
230 – 250 0С;
кип
260 – 305 0С;
кип
315 – 325 0С;
кип
350 – 370 0С.
кип
Остаток после отгонки вакуумных дистиллятов из мазута называется
гудроном. Гудрон применяется в производстве нефтяных битумов, а
также для получения смазочных масел с высокой температурой
вспышки.
Полученные фракции используются как товарные продукты
или служат сырьем для дальнейшей переработки (для пиролиза,
риформинга, крекинга). В некоторых случаях полученные при
первичной перегонке фракции разделяют на более узкие фракции
(вторичная перегонка), каждая из которых используется затем по
своему назначению. Например, из бензиновой фракции выделяют
более узкие фракции:
62
Рис. 2.6 Схема двухступенчатой установки для перегонки нефти:
4,9 – конденсаторы; 5,10, 12, 13, 14, 15, 16 – холодильники.
1,6 – трубчатые печи; 2, 7 – ректификационные колонны; 3,8,11 – теплообменники;
63
- фракция с температурой кипения до 62 0С используется как
компонент товарного топлива; из нее также выделяют
индивидуальные углеводороды состава С5 - С7;
- фракция с температурой кипения 62 - 85 0С используется как сырье
для получения бензола;
- фракция с температурой кипения 85 - 105 0С используется как сырье
для получения толуола;
- фракция с температурой кипения 105 - 140 0С используется как сырье
для получения ксилолов;
- фракция с температурой кипения 140 - 180 0С используется как
компонент авиационного керосина или как сырье для получения
углеводородов с высокими октановыми числами.
Прямая разгонка нефти относится к процессам переработки
нефти физическими методами, ее проводят в условиях,
предотвращающих разложение углеводородов. Для понижения
температуры кипения дистиллятов применяют вакуум или острый
водяной пар, благодаря чему состав фракции прямой разгонки нефти
соответствует составу исходной нефти. При этом получаемое
количество светлых фракций невелико.
2.6. Вторичная переработка нефти
Для увеличения выхода светлых нефтепродуктов дистилляты
подвергают вторичной переработке с частичным разложением
(процессы крекинга, пиролиза). Благодаря применению деструктивной
переработки резко увеличивается выход светлых нефтяных продуктов.
Так, для различных месторождений выход бензиновых фракций при
этом повышается с 5 - 20 масс.% до 60 – 70 масс.%.
Продукты деструктивной переработки отличаются по составу
от исходной нефти. Они содержат значительное количество
непредельных и ароматических углеводородов и представляют собой
ценное сырье для органического синтеза.
Вторичная переработка включает процессы крекинга, пиролиза,
риформинга, коксования.
Пиролиз нефтяного сырья осуществляют главным образом для
получения этилена, пропилена, а также ароматических углеводородов
при температуре 700 – 900 0С и давлении, близком к атмосферному,
время контакта 0.2 – 0.5 с. Сырьем пиролиза являются газы
нефтепереработки, бензиновые и газойлевые фракции, мазут, сырая
64
нефть. Пиролиз является основным источником получения низших
олефинов, которые выделяют из пирогаза. Пиролизная смола
содержит ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы,
нафталин и др.), а также олефины C5 и выше, в том числе и
циклические (циклопентадиен).
Крекинг - высокотемпературная переработка нефти и ее
фракций с целью получения моторных топлив, смазочных масел, а
также сырья для химической и нефтехимической промышленности.
Крекинг может осуществляться без катализатора (термический
крекинг), а также в присутствии катализаторов (каталитический
крекинг).
Различают два вида термического крекинга:
- низкотемпературный или висбрекинг (440 – 500 0С, давление 1.9 - 3
МПа, длительность процесса 90 - 200 с) для получения котельного
топлива из мазута и гудрона;
- высокотемпературный (530 – 600 0С; 0.12 – 0.16 МПа; 0,5 - 3 с) -для
получения бензина и олефинов из нефтяных фракций, а также -
олефинов С5 – С20 из парафинов С20 – C35.
Каталитический крекинг осуществляется при температуре 470 – 530 0С
и давлении 0.07 – 0.4 МПа, продолжительность контакта паров сырья с
катализатором 2.5 – 5 с. Основными целевыми продуктами
каталитического крекинга являются бензин, газообразные
углеводороды (С3 – С4), газойль.
Риформинг - каталитическая переработка бензиновых фракций
(преимущественно прямогонных) под давлением водорода с целью
повышения их октанового числа или получения индивидуальных
ароматических углеводородов. Осуществляется при 450 – 540 0С и 0.8
- 3.5 МПа; катализатор - главным образом платиновый или
платинорениевый на Al2O3.
При получении ароматических углеводородов в процессах
риформинга в качестве сырья используют узкие фракции:
- 62 – 85 0С - для производства бензола;
- 85 – 105 0С - для производства толуола;
- 105 – 140 0С - для производства ксилолов.
Широкие фракции (62 – 180 0С) обычно применяют для
получения высокооктановых компонентов бензина или для
совместного производства ароматических углеводородов и
компонентов бензинов.
65
Коксование нефтяного сырья является формой глубокого
термического крекинга. Процесс осуществляется при 420-560 0С и
давлении до 0.65 МПа, длительность процесса от 25 минут до 20
часов. Сырьем для коксования являются тяжелые остатки,
образующиеся при перегонке нефти, термическом и каталитическом
крекинге, пиролизе бензина и газойлевых фракций. При коксовании
получают 20 – 30 масс.% (от количества сырья) нефтяного кокса, 60 –
65 масс.% бензина и керосино - газойлевых фракций и до 12 масс.%
углеводородных газов.
3. ПРИРОДНЫЕ И ПОПУТНЫЕ ГАЗЫ
3.1. Характеристика газов
Промышленная добыча и переработка горючих газов моложе
добычи и переработки нефти, но развивается более быстрыми
темпами.
По происхождению углеводородные газы подразделяются на
естественные и искусственные.
К искусственным газам относятся:
- нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;
- газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный,
доменный и др.).
Естественные газы, в свою очередь, разделяются на природные и
попутные.
Месторождения природных газов бывают двух типов:
- чисто газовые, основной компонент которых - метан (до 97об.%);
- газоконденсатные, отличающиеся от чисто газовых месторождений
тем, что метану в них сопутствует большое количество его
газообразных гомологов, а также значительное количество жидких
парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов.
Содержание керосиновых фракций в таких месторождениях
может достигать до 80 г жидких углеводородов на 1 м3 газов.
Образование газоконденсатных месторождений объясняют тем, что
плотность газов (этана, пропана) при сверхкритических температурах
и давлении превышает плотность жидких углеводородов, поэтому
жидкие углеводороды растворяются в сжатом газе. При разработке
газоконденсатных месторождений давление снижается, и жидкие
66
углеводороды отделяются от газа в виде газового конденсата
(углеводороды состава C5 и выше).
Природный газ, так же как и нефть, в основном используется
как топливо. В то же время при химической переработке метана
получают такие основные продукты химической промышленности
как метанол, водород, ацетилен и синтез-газ. Содержащийся в газе
этан является ценным сырьем для получения этилена, а газовые
конденсаты - источниками сырья для получения бутадиена, изопрена,
ароматических углеводородов и других нефтехимических продуктов.
Прямым окислением углеводородов природного газа кислородом
можно получать кислородсодержащие соединения: альдегиды, кетоны,
спирты, кислоты, оксиды и др.
Газы нефтяных месторождений называются попутными
нефтяными газами. Они выделяются с нефтью при ее добыче из
нефтяных скважин. Некоторая часть этих газов отделяется от нефти в
сепараторах, а другая остается растворенной в нефти и отгоняется при
ее стабилизации, т.е. отделении летучих компонентов (газы
стабилизации). Все эти газы состоят в основном из метана и его
низкомолекулярных гомологов С2 – С5. Из углеводородов С4 в
попутных газах преобладает н-бутан (3 – 5 объемов н-бутана на 1
объем изобутана), из С5 – н-пентан (1,5 – 4 объема н-пентана на 1
объем изопентана).
Состав этих газов отличается значительным содержанием
этана, пропана, бутанов и высших углеводородов (в сумме до 50
масс.%).
Попутный газ и газы стабилизации нефти являются наиболее ценным
сырьем для получения парафинов С3 – С5. Из них получают самый
легкий газовый бензин, который является добавкой к товарным
бензинам, а также сжатые жидкие газы в качестве горючего. Этан,
пропан и бутаны после разделения служат исходным сырьем для
нефтехимической промышленности.
Природные и попутные газы в основном состоят из алканов,
незначительного количества циклоалканов и ароматических
углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также следов
водорода и гелия (табл. 3.1).
Кроме того, иногда в газах содержатся сероводород, меркаптаны и
углекислый газ.
67
Таблица 3.1. Состав природных и попутных газов
Попутные:
Газы
Природные 70 - 97 0.1 - 8 0.1 - 4 0.01 - 1 0.01-0.3
СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12
Состав, об. %
после сепарации
после стабилизации
Сероводород и диоксид углерода являются кислыми
коррозионно – агрессивными компонентами горючих газов, которые
во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и
оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа.
Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и
переработкой горючих газов.
Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в
работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой
подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и,
что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты,
которые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой
причине горючие природные газы подлежат очистке от кислых
компонентов и обязательной осушке. На практике о влагосодержании
горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином
температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает в
виде «росы»).
3.2. Подготовка газов к переработке
С промыслов природные, попутные газы и газовый конденсат
газоконденсатных месторождений поступают на
газоперерабатывающие заводы.
Современные ГПЗ представляют собой комплекс крупных
технологических установок, предназначенных как для подготовки газа
к его дальнейшей транспортировке и использованию, так и для
получения сжиженных углеводородных газов, а также для
переработки конденсатов газоконденсатных месторождений. В состав
ГПЗ входят следующие основные участки:
- очистка газа от серосодержащих соединений и их утилизация;
35 - 40
1 - 5
4 - 20
5 - 15
3 - 30
20 - 30
2 - 13
30 - 40
1 - 4
15 - 20
68
- осушка газа; компримирование газа; выделение фракций сжиженных
углеводородных газов и этана;
- разделение фракции сжиженных нефтяных газов на
газофракционирующих установках (ГФУ);
- получение гелия и других инертных газов.
3.2.1.Очистка горючих газов от сероводорода и диоксида углерода
Для очисти газов от кислых компонентов или одного из них
применяются следующие процессы:
- абсорбционные – основаны на использовании жидких поглотителей;
- адсорбционные – основаны на использовании твердых поглотителей;
- окислительные – основаны на химическом превращении сернистых
соединений в элементарную серу или комбинированном
использовании процессов щелочной очистки газов и каталитической
окислительной регенерации щелочного раствора.
В качестве абсорбентов широко используют амины, щелочь,
аммиак. Преобладающее применение получили процессы
этаноламиновой очистки горючих газов.
Этаноламиновая очистка ведется на установках (рис. 3.1),
состоящих из абсорбера и десорбера колонного типа (оборудованного
тарелками) и вспомогательного оборудования.
В низ абсорбера 1 поступает исходный газ, который
противотоком контактирует с нисходящим потоком раствора
моноэтаноламина (МЭА). С верха абсорбера 1 через каплеотбойник 2
уходит очищенный газ, а снизу - насыщенный раствор МЭА, который
нагревается в теплообменнике 3 (и пароподогревателе при
необходимости) до температуры 80 – 90 0С и поступает в верхнюю
часть десорбера 4.
69
Рис. 3.1. Принципиальная схема установки этаноламиновой очистки
горючих газов:
I – сырьевой газ; II – очищенный газ; III – насыщенный раствор амина;
IV – регенерированный раствор; V – кислые газы; VI – водный
конденсат;
1 – абсорбер; 2 – каплеотбойник; 3 – теплообменник;
4 – десорбер; 5 – паровой кипятильник; 6 – холодильник;
7 – сепаратор; 8 – конденсатор-холодильник.
Из десорбера 4 сверху уходят H2S и СО2, снизу регенирированный раствор МЭА. Часть этого раствора подогревается
в паровом кипятильнике 5 и возвращается в десорбер 4 для подвода
тепла, а остальное количество охлаждается в теплообменнике 3 и
холодильнике 6 (за счет промышленной воды) и подается на верх
абсорбера 1. На верх десорбера 4 подается водный конденсат из
сепаратора 7 после конденсации в холодильнике 8, охлаждаемый
промышленной водой.
70
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]