
- •Предисловие
- •Тема 1 общие понятия о химическом производстве
- •1.1. Химическая технология как наука
- •М акрокинетика
- •1.2. Связь химической технологии с другими науками
- •Химическая технология
- •1.3. История отечественной химической технологии
- •Контрольные вопросы
- •Тема 2 компоненты химического производства
- •2.1. Сырье в химическом производстве
- •Химическое сырье, классификация
- •Кларки наиболее распространенных в земной коре элементов
- •2.2. Энергия в химической технологии
- •Энергетические ресурсы
- •2.4. Воздух в химической технологии
- •Химический состав сухого воздуха в приземном слое
- •Структура вредных выбросов промышленности России
- •Контрольные вопросы
- •Тема 3 критерии оценки эффективности химического производства
- •3.1. Технико-экономические показатели (тэп)
- •3.2. Структура экономики химического производства
- •Контрольные вопросы
- •Тема 4 системный подход в изучении химико-техноло-гического процесса
- •4.1. Общие понятия и определения
- •4.2. Химико-технологическая система как объект моделирования
- •4.3. Операторы
- •Типовые технологические операторы
- •4.4. Матричное представление моделей
- •Матрица инценденций
- •Матрица смежности (связи)
- •4.5. Подсистемы хтс
- •4.6. Связи
- •4.7. Классификация технологических схем
- •4.8. Системный подход к разработке технологии производства
- •4.9. Оптимизация производства
- •Контрольные вопросы
- •Тема 5 общие закономерности химических процессов
- •5.1. Понятие о химическом процессе
- •5.2. Классификация химических реакций
- •5.3. Интенсификация гомогенных процессов
- •5.4. Интенсификация гетерогенных процессов
- •5.5. Интенсификация процессов, основанных на необратимых реакциях
- •5.6. Интенсификация процессов, основанных на обратимых реакциях
- •Контрольные вопросы
- •Тема 6 гетерогенный катализ
- •6.1. Общие положения катализа
- •6.2. Процессы абсорбции и хемосорбции в гетерогенном катализе
- •6.3. Механизм гетерогенных каталитических процессов
- •6.4. Основные требования к гетерогенным катализаторам
- •6.5. Основные структурные параметры гетерогенных катализаторов
- •6.6. Технологические свойства гетерогенных катализаторов
- •6.7. Классификация гетерогенных катализаторов
- •6.8. Состав катализаторов
- •6.9. Приготовление катализаторов
- •Контрольные вопросы
- •Тема 7 гомогенный катализ
- •7.1. Кислотный (основной) катализ
- •7.2. Металлокомплексный катализ
- •7.3. Ферментативный катализ
- •Контрольные вопросы
- •Тема 8 химические реакторы
- •8.1. Принципы классификации химических реакторов
- •8.2. Принципы проектирования химических реакторов
- •8.3. Химические реакторы с идеальной структурой потока в изотермическом режиме
- •8.3.3. Примеры аналитического решения математической модели (8.22) и (8.23) для частных случаев.
- •8.4. Сравнение эффективности проточных реакторов идеального смешения и идеального вытеснения
- •8.5. Конструкции реакторов
- •Контрольные вопросы
- •Тема 9 производство серной кислоты
- •9.1. Способы производства серной кислоты
- •8.2. Сырье процесса
- •8.3. Промышленные процессы получения серной кислоты
- •Влияние параметров процесса на степень превращения so2 в so3
- •9.4. Пути совершенствования сернокислотного производства
- •Динамика использования различных источников сырья
- •Контрольные вопросы
- •Тема 9 производство аммиака
- •10.1. Проблема связанного азота
- •10.2. Получение азота и водорода для синтеза аммиака
- •10.3. Синтез аммиака
- •Контрольные вопросы
- •Тема 11 переработка нефти
- •11.1. Общие сведения о нефти
- •11.2. Классификация нефтей
- •11.3. Состав нефти
- •11.4. Нефтепродукты
- •11.5. Подготовка нефти на нефтепромыслах
- •11.6. Первичная переработка нефти
- •11.7. Пиролиз
- •11.8. Коксование
- •11.9. Каталитический крекинг
- •11.10. Каталитический риформинг
- •11.11. Гидроочистка
- •11.12. Производство нефтяных масел
- •Контрольные вопросы
- •Тема 12 переработка каменного угля
- •12.1. Показатели качества каменных углей
- •12.2. Классификация углей
- •12.3. Коксование каменных углей
- •Коксование
- •Тушение
- •Разгонка
- •12.4. Состав прямого коксового газа и его разделение
- •11.5. Переработка сырого бензола
- •12.6. Переработка каменноугольной смолы
- •12.7. Газификация твердого топлива. Процесс Фишера – Тропша
- •Контрольные вопросы
- •Тема 13 производство стирола
- •13.1. Получение этилбензола
- •13.2. Производство стирола дегидрированием этилбензола
- •13.1.3. Технологическая схема производства стирола дегидрированием этилбензола
- •Контрольные вопросы
- •Тема 14 производство этанола
- •Контрольные вопросы
- •Библиографический список
- •Содержание
- •Тема 5. Общие закономерности химических процессов……………………..54
- •Тема 6. Гетерогенный катализ ……………………………………….................64
- •Тема 7. Гомогенный катализ……………………………………………………93
- •Тема 8. Химические реакторы…………………………………………………101
- •Тема 9. Производство серной кислоты……………………………………….123
- •Тема 10. Производство аммиака………………………………………………137
- •Тема 11. Переработка нефти…………………………………………………...146
- •Тема 12. Переработка каменного угля………………………………………..204
- •Тема 13. Производство стирола……………………………………………….213
- •Тема 14. Производство этанола………………………………………………..218
11.5. Подготовка нефти на нефтепромыслах
11.5.1. Стабилизация нефти на местах сбора. Нефть, извлеченная из скважины, как правило, непригодна для перекачки на НПЗ, т. к. она содержит в своем составе газовые компоненты углеводородного и неуглеводородного характера (Н2S, СО2), воду с растворенными в ней солями и механические примеси (песок, глину, известняк). По этой причине извлеченную из скважины нефть называют сырой. На каждую тонну добытой нефти приходится в среднем 50–100 м3 попутного газа, 200–300 кг воды и десятки килограммов механических примесей. Перед транспортировкой все перечисленные приме-си из нефти должны быть удалены.
Первичная очистка нефти от нежелательных компонентов осуществляется системами сбора и нефти и газа, куда направляют нефть непосредственно после извлечения ее из скважины. На рис. 11.1 приведена техноло-гическая схема системы высоконапорного герметичного нефтегазоводосбора с многоступенчатой сепарацией газа.
I
ГПЗ
С–1
Н – 1
IV
I
А–1
III
I
Е–1
С–2
А–2
Н–2 Н–3 Е–2
Рис. 11.1. Схема герметизированного сбора нефти и газа
на нефтяных промыслах
На схеме обозначено: I – нефть из скважины; II – газ на ГПЗ; III – нефть на нефтесборные пункты; IV – нефть на НПЗ.
А-1 – автоматизированная групповая замерная установка; С-1, С-2 – сепараторы; Е-1, Е-2 – резервуары; А-2 – автоматическая установка сдачи товарной нефти.
Если в попутном газе содержится значительное количество углеводоро-дов С1 – С2, то вместо насоса Н-1 устанавливают компрессор.
Применяемый на данной установке метод сепарации заключается в разделении легких и тяжелых фракций однократным или многократным испарением при снижении давления.
Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается значительное количество воды и газообразных углеводородов С1 – С4. Большая часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачке из резервуара в резервуар, при хранении нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции. Кроме этого, наличие в нефти газообразных уг-леводородов усложняет условия перекачки нефти. Для более глубокого из-влечения газообразных углеводородов из нефти ее направляют на специальные стабилизационные установки, включающие в своем составе ректифика-ционные колонны. На этих установках получают стабильную нефть (свободную от газовых компонентов) и газовый конденсат. На некоторых установках имеется возможность выделять из углеводородного газа индивидуальные углеводороды или фракции углеводородов (сухой и жирный газ).
11.5.2. Обезвоживание и обессоливание нефти. Основное количество воды и механических примесей удаляют из нефти методом отстаивания в резервуарах при нагревании или без нагрева. Затем ее направляют на специальные установки.
Полное удаление воды из нефти осложняется образованием водонефтя-ных эмульсий, причем известны как гидрофильные (нефть в воде), так и гидрофобные (вода в нефти) эмульсии. Возникновению эмульсий способствует третий компонент – эмульгатор. Растворимые в воде эмульгаторы приводят к образованию эмульсий первого типа, а растворимые в нефти – эмульсий вто-рого типа. Второй тип эмульсий в нефтепромысловой практике встречается наиболее часто.
Любая эмульсия включает дисперсионную среду и дисперсную фазу. Дисперсионной средой называют жидкость, в которой распределена в виде микроскопических капель (глобул) другая жидкость. Количество глобул мо-жет исчисляться триллионами на кубический метр эмульсии. Дисперсной фа-зой является жидкость, распределенная в дисперсионной среде.
Диспергирование в общем случае – это тонкое измельчение вещества в окружающей среде для получения дисперсных систем. Диспергирование в жидкости – это эмульгирование. Диспергирование в газе (например, в воздухе) – это распыление. Диспергирование обычно осуществляют механичес-ким путем. Однако одним из наиболее эффективных методов распыления является метод с применением ультразвука.
Нефтяные эмульсии имеют цвет от светло-желтого до темно-коричневого. Они относятся к типу вода в нефти, т. е. нефть является дисперсионной средой, а вода – дисперсной фазой. Такие эмульсии относят к гидрофобным, т. е. не смачиваемым водой. Такие эмульсии в водной среде всплывают на поверхность, а в среде бензина растворяются.
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями. В повер-хностных слоях жидкости есть поверхностное натяжение, которое определя-ется силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти составляет 0,02–0,05 н / м.
В природе имеются вещества, способные повышать поверхностное натяжение; они называются поверхностно-активными веществами (ПАВ). Если в состав молекулы ПАВ входит углеводородный радикал, то эта часть молекулы гидрофобная, а если какая-либо полярная группа, то эта гидрофильная частица. ПАВ, распределяясь в двухфазной среде типа жидкость – жидкость, концентрируется на границе раздела фаз и пленкой обволакивает дисперсную фазу. Снижение поверхностного натяжения способствует процессу механического диспергирования. Эмульсия будет тем более устойчивой, чем более мелкими будут частицы дисперсной фазы.
При больших размерах капли воды могут сливаться и осаждаться. ПАВ, располагаясь на поверхности капель, образуют своеобразный «панцирь» и препятствуют слиянию капель воды; эмульсия при этом становится устойчивой. Вещества, придающие устойчивость эмульсиям, называются эмульгаторами. В системах нефть – вода эмульгаторами являются смолы, асфальтены, нафтеновые и асфальтогеновые кислоты, которые хорошо растворимы в нефти. Эти эмульгаторы располагаются в поверхностном слое эмульсии со стороны нефти. Натриевые мыла, хорошо растворимые в воде, адсорбируются в поверхностном слое эмульсии со стороны водной фазы, обволакивая капельки нефти, и способствуют образованию эмульсии типа вода – нефть.
11.5.3. Способы разрушения эмульсий. Механизм разрушения эмульсий состоит из нескольких стадий: а) столкновение глобул воды; б) слияние глобул в более крупные капли; в) выпадение капель воды в осадок.
Для разрушения эмульсий в промышленности применяют следующие методы: а) механические; б) термические; в) химические; г) электрические.
Механические методы делятся на отстаивание, центрифугирование и фильтрование. Последние два метода применяются редко.
Термический способ заключается в нагреве эмульсии, в результате кото-рого пленка эмульгатора расширяется и лопается, а капельки воды сливаются и осаждаются.
Химический способ состоит в применении деэмульгаторов, ослабляю-щих структурно-механическую прочность пленок. Ионогенные деэмульгаторы в растворах диссоциируют на катионы и анионы (HCl, CH3COOH, H2SO4,), основания (NaOH, Ca(OH)2) и соли (NaCl, CaCl2, FeSO4·7H2O, FeCl3, соли нафтеновых кислот и др.). Из электролитов этого типа одни снижают стабильность эмульсий, другие разрушают пленку эмульгатора, третьи образуют нерастворимые осадки с компонентами эмульсии, например с солями.
Неионогенные деэмульгаторы – это органические соединения, растворя-ющие защитную пленку эмульгатора, понижающие вязкость нефти, что способствует отстаиванию воды. Эти вещества наиболее часто применяют на нефтепромыслах и НПЗ. Примерами неионогенных деэмульгаторов являются дипроксамин, диссольван, петроляйт, третоляйт и др.
При электрическом способе разрушения эмульсий повышается вероят-ность столкновения глобул воды. В переменном электрическом поле частицы воды начинают перемещаться внутри капли, а сама капля вытягивается и перемещается. Далее капли сталкиваются, а затем осаждаются.
Обезвоживание и обессоливание нефти на промыслах наиболее часто осуществляют путем внутритрубной, термохимической и электротермохими-ческой деэмульсации. При внутритрубной деэмульсации в начало сборного коллектора на нефтепромыслах подают деэмульгатор в количестве 15–20 г/т нефти, который в процессе движения нефти от скважины до УПН разрушает эмульсию.
При термохимическом обезвоживании в нефть добавляют деэмульгатор, затем ее нагревают до 100–150 оС (60–100 оС) и направляют в резервуары для отстаивания в течение нескольких часов под давлением до 1,5 МПа.
Электротермохимическое обезвоживание и обессоливание является наиболее современным методом очистки нефти. Его проводят для более тонкой очистки нефти от воды и солей. Этот метод сочетает термохимическое отстаивание нефти с ее обработкой в электрическом поле высокого напряжения (30–40 кВт). Установки, на которых реализуется данный способ очистки нефти, называются электрообессоливающими (ЭЛОУ). Такие установки имеются как на нефтепромыслах, так и на НПЗ. На НПЗ их иногда блокируют с установками первичной переработки нефти. Примером такой уста-новки является ЭЛОУ-АВТ. Технологическая схема ЭЛОУ довольно сложная и включает разнообразные аппараты: электродегидраторы, теплообменники, холодильники, емкости, насосы и др.
Главным аппаратом установки ЭЛОУ является электродегидратор. Это резервуар, снабженный электродами, к которым подводят электрический ток с напряжением 30–40 кВт. Известны электродегидраторы в вертикальном, шарообразном и горизонтальном исполнении. Наиболее современным считается горизонтальный электродегидратор.
После очистки в ЭЛОУ остаточная доля воды составляет 0,1–0,15 %, а солей не более 5 мг/л нефти.
11.5.4. Очистка попутных газов от сероводорода и углекислого газа. H2S и СО2 на промыслах удаляют из углеводородных газов с помощью моно- и диэтаноламинов, переводя H2S и СО2 в соответствующие соли с по- следующей регенерацией аминов путем разложения полученных солей.