Введение

Нефтегазоперерабатывающая промышленность является одной из экономически наиболее значимых составляющих топливно-энергетического комплекса любого государства. Из нефти получают сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Перегонка – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга по температуре кипения.

Наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс – перегонка с ректификацией. Ректификация предназначена для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температурным пределам кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонке нефти, заключается в двухстороннем массо- и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз, в результате пары насыщаются низкокипящими компонентами, жидкость – высококипящими. На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна – вертикальный аппарат цилиндрической формы, в которой расположены тарелки – одна над другой, на них происходит контакт жидкой и паровой фаз, при этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. [1]

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (АТ). Из сырых нестабильных нефтей извлекаются компоненты светлых нефтепродуктов – бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут, он подвергается вакуумной перегонке. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон (тяжелый остаток) используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Технологические схемы установок первичной перегонки нейти обычно принимаются для определенного направления переработки нефти – топливного, топливно-масляного или комплексного (нефтехимического). При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ; при глубокой переработке – на установках АВТ топливного варианта и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта. [2]

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

2 Характеристика исходной нефти. График итк

Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций мира. Нефтяные месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна расположены в Тюменской, Омской, Томской и Новосибирской областях.

По геологическому строению Западная Сибирь представляет собой молодую эпигерцинскую платформу, с запада, юга и востока ограниченную складчатыми сооружениями, а на севере открывающуюся в область Ледовитого океана. Осадочные образования платформенного чехла сложены исключительно терригено-выми породами мезозойского возраста (песчаники, алевролиты, глины). В разрезе выделяются следующие нефтегазоносные толщи: юрская — Ю-I и Ю-Н, го-терив-валанжинская от Б-I до Б-ХХН и готерив-барремская от A-I до A-XI.

Все нефтяные месторождения Западной Сибири сгруппированы в соответствии с тектонической схемой в десять нефтегазоносных областей, из которых наибольшее промышленное значение имеют Приуральская, Среднеобская и Каймы-совская нефтегазоносные области.

Все нефтяные и нефтегазовые месторождения приурочены к сводам, куполовидным поднятиям и валам, на которых располагаются складки, аккумулирующие углеводороды. Большая часть месторождений расположена на трех сводах— Шаимском, Сургутском и Нижневартовском.

Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-ское и Верхнесальшское, расположенные к западу и'чрго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К апт-скому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-I до K-VT1 и к ияланжинскому пласты от В-VIII до Б-ХХ. Физико-химические свойства Мортымьинской нефти и разгонка ее в аппарате АРН-2 приведены в таблицах 1.1 – 1.10.

Таблица 1.1 – Физико - химические свойства нефти

1	2
Плотность ρ420	0,8417
Молекулярная масса М, кг/кмоль	242
Вязкость ν20, cCт	8,38
Вязкость ν50, cCт	3,26
Температура застывания Tзастывания, °С
с обработкой	-11
без обработки	-8
Температура вспышки в закрытом тигле Твспышки, °С	-30
Давление насыщенных паров, мм рт. ст. :	176
Парафины: содержание, % масс. температура плавления, °С	3,46 54
Содержание: серы азота смол сернокислотных смол силикагелевых асфальтенов	0,55 0,13 18 7,32 0,95
Коксуемость, % масс.	-
Зольность, % масс.	0,08
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти	-
Выход фракций, % масс.: до 200 0С до 350 0С	27,3 57,8

_{Таблица} 1.2 – Характеристика фракций, выкипающих до 200

Темпера-тура отбора, С	420	Фракционный состав, С					Содержание серы, %		Октановое число без ТЭС		Кислотность мг КОН на 100 мл фракции		Давление насыщенных паров, мм.рт.ст		Выход на нефть, %
		н.к	10%	50%	90%
28—85	0,6707	36	46	65	81	0		68		80,5		90,9		5,4
28—90	0,6813	38	52	72	89	—		64,3		78,3		89,3		5,9
28—100	0,6919	39	59	79	98	—		60,6		76,2		87,6		7,6
28—110	0,7025	41	66	86	107	—		57		74		85,9		9,4
28—120	0,713	42	72	92	115	Следы		53,4		71,8		84,2		11
28—130	0,7169	47	74	96	121	—		52,2		70,4		—		12,9
28—140	0,7208	52	76	100	127	—		51		69		—		14,6
28—150	0,7248	58	78	105	132	Следы		49,7		67,7		—		16,6
28—160	0,7293	60	80	НО	142	—		48,4		66,4		—		18,5
28—170	0,7338	62	83	115	151	—		47,1		65		—		20,6
28—180	0,7383	64	86	120	163	—		45,8		63,6		—		22,4
28—190	0,7428	66	88	125	172	—		44,5		61,2		—		24,4
28—200	0,7473	67	90	130	182	Следы		43,2		60,3		—		26,7

Таблица 1.3 – Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200

Температура отбора, С	Выход на нефть, %	420	nD20	Содержание углеводородов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
						всего	нормального строения	изомерного строения
28—60	2,2	0,6510	1,3730	0	6	94	36	58
60—95	4,5	0,7118	1,3982	3	44	53	28	25
95—122	4,8	0,7332	1,4100	6	42	52	24	28
122—150	5,1	0,7571	1,4215	10	39	51	22	29
150—200	10,1	0,7893	1,4385	18	33	49	20	29
28—200	26,7	0,7473	1,4171	10	35	55	24	31
28—60	2,2	0,6510	1,3730	0	6	94	36	58

Таблица 1.4 – Характеристика сырья для каталитического риформинга

Температура, °C	Выход на нефть, %	Плотность ρ420	Содержание серы, %	Содержание углеводородов,%
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
						всего		норм.	изо
62-85	3,0	0,7019	0	2	41	57		29,5	27,5
62—105	6,0	0,7118	0	3	44	53	27		26
85—105	3,0	0,7192	0	4	44	52	25		27
85—120	5,6	0,7245	0	5	43	52	24,5		27,5
85—180	17,0	0,7542	Следы	10	39	51	22		29
105—120	2,6	0,7328	0	6	42	52	23,5		28,5
105—140	6,2	0,7432	Следы	7	42	51	23		28
120-140	3,6	0,7490	»	9	40	51	22.5		28,5

Таблица 1.5 - Характеристика керосиновых дистиллятов

Температура отбора °C	Выход на нефть %	Плотность ρ420	Фракционный состав, °C						ν20		Температура, °C			Теплота сгорания		Содержание ароматики, %		Содержание серы, %
			нк	10%	50%	90%	98%			помутнения		вспышки в закрытом тигле
120—230	19,4	0,7822	146	154	175	213	228	1,41		—60		29	10 364		15,0		0,03

Таблица 1.6 - Характеристика дизельных топлив и их компонентов

T отбора, °C	Выход на нефть, %	Цетановоечисло	Дизельный	Фракционный состав						ρ420		v20 мм2/с		v50		t,°C			Температура вспышки, С
			индекс		10%	50%	90%	97%					мм2/с		застывания		помутнения
150-350	40,6	56	59,1		190	243	317	322	0,8289		3.60		1,93		—28		<-6	57
180-350	34,8	58	—		217	259	319	327	0,8347		4,45		2,37		—21		То же	77
200-350	30,5	59	57,0		237	270	320	330	0,8396		5,27		2,64		— 16			96
220-320	20,6	59	59,6		245	270	2S8	303	0,8370		4,97		2,58		— 15		»	—

Таблица 1.7 - Характеристика мазутов и остатков

Остаток после отбора фракции до температуры, °C	Выход на нефть, %	Плотность ρ420	ВУ при 80°C	ВУ при 100°C	Температура, °C			Содержание серы, %
					застывания	вспышки в открытом тигле
1	2	3	4	5	6	7	8
Мазут флотский 5	95,2	0,8524	1,31	—	—	—6	—
Мазут топочный
40	37,7	0,9339	—	8,00	3,50	24	244
200	30,0	0,9450	—	—	6,50	28	271
Остаток
выше 300 °С	52,8	0,9148	8,94	2,69	1,92	17	191
» 350 °С	42,2	0,9280	—	5,71	2,72	21	228
> 400 °С	32,3	0,9422	—	11,64	5,25	26	261
» 450 °С	24,0	0,9551	—	—	15,15	31	302
» 490 °С	20,3	0,9622	—	68,08	21,86	34	332

Таблица 1.8 - Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, °C	Выход	Характеристика базовых масел
	на нефть, %	ρ420	ν50 мм2/с	ν100 мм2/с	ν50/ν100	ИВ	t застывания °С
350—420	13,6	0,8943	17,80	4,40	_	85	-24
420—490	8,3	0,8968	42,50	8,20	—	85	-20
Остаток выше 490	20.3	0,8936	195.5	25,04	7,80	91	-16

Таблица 8 – Разгонка (ИТК) Мортымьинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

№	Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °С	Выход на нефть, %					М
		отдельных фракций	суммарный
1	До 28 (газ до С4)	0,58	0,58	—		—
2	28-56	2,00	2,58	0.6451		—
3	56-78	2,25	4,83	0,7021		86
4	78—92	2,38	7,21	0,7135		—
5	92—107	2,38	9,59	0.7231		—
6	107—121	2,38	11.97	0.7350		—
7	121—135	2,46	14.43	0,7479		118
8	135-149	2,57	17,00	0,7593		—
9	149—162	2,67	19,57	0,7725		—
10	162—174	2,54	22,11	0,7845		—
11	174—186	2,57	24,68	0,7940		148
12	186—200	2,64	27,32	0,8043		—
13	200—216	2,75	30,07	0,8122		—
14	216—230	2,75	32,82	0,8190		—
15	230—243	2,75	35,57	0,8243		187
16	243—259	2,86	38,43	0,8290		—
17	259—272	2.96	41,39	0,8345		—
18	272—285	2,86	44,25	0.8400		—
19	285—300	' 3.00	47.25	0.8456		231
20	300—312	2,90	50.15	0.8519		—
21	312—326	2.96	53.11	0,8600		—
22	326—340	2.89	56.00	0,8680		—
23	340—355	ЗЛО	59,10	0,8749		288
24	355—373	3,10	62,20	0,8821		—
25	373—388	3,00	65,20	0,8886		—
26	388—404	3,07	68.27	0,8951		340
27	404—420	3,10	71,37	0,9009		—
28	420—441	3,14	74,51	0,9078		—
29	441—464	3,10	77.61	0,9145		—
30	464—490	2,14	79,75	0,9207		420
31	Остаток	20,25	100.00	0,9622		—

Рисунок 1.1 – ИТК Мортымьинской нефти