Файл: Учебное пособие Введение в специальность(испр).doc

Переработка нефти

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов с примесью других органических веществ.

Нефтепереработка ― это совокупность технологий получения товарной продукции из сырой нефти. Основными продуктами нефтепереработки являются бензин, керосин, смазочные масла, парафин, вазелин, битум.

Основные технологические процессы переработки нефти состоят из следующих операций:

1) обезвоживания и обессоливания;

2) стабилизации;

3) прямой и вакуумной перегонки;

4) деструктивной переработки;

5) очистки светлых продуктов и масел.

Назначение этих операций следующее:

Обезвоживание и обессоливание. Добытая из недр земли нефть обычно содержит сильно минерализованную буровую воду, количество которой составляет несколько десятков процентов. Транспортировка такой нефти невыгодна и связана с потерями.

Стабилизация. Добываемая нефть всегда содержит растворенные газы — метан и др. При транспортировке нефти эти газы улетучиваются, увлекая с собой углеводороды. Перед дальней транспортировкой сырую нефть освобождают от газов разными способами, в том числе нагреванием.

Первые две операции подготовки сырой нефти к транспортировке по трубопроводу на дальние расстояния могут проводиться как на месте добычи, так и на нефтеперерабатывающем заводе. Основные фазы нефтепереработки, осуществляемые на нефтеперерабатывающем заводе, представлены на рис. 2.15.

Перегонка нефти. Она может осуществляться при давлении близком к атмосферному (прямая перегонка), или под вакуумом (вакуумная перегонка). В результате перегонки получают товарные продукты, например мазут, и полуфабрикаты для дальнейшей переработки.

Деструктивная переработка включает различные виды переработки, важнейшими из которых являются термический и каталитический крекинги. Первый представляет собой реакции разложения нефти при ее нагревании, сопровождающиеся отщеплением водорода и преобразованием строения сложных молекул. Одновременно с образованием газообразных и легколетучих продуктов (бензина и керосина) происходит новообразование веществ малолетучих и более вязких. В настоящее время в основном проводится каталитический крекинг с использованием искусственных алюмосиликатных или магнийсиликатных катализаторов.

Рис. 2.15. Основные этапы нефтепереработки на нефтеперерабатывающих заводах

Крекинг — это физический процесс разделения нефти на фракции разной плотности. Результатом крекинга являются такие фракции как керосин — самая легкая фракция, которая используется в авиации; бензин, дизельное топливо, затем мазут (топочное топливо); последние фракции крекинга — асфальт и битум.

На современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) крекинг представляет собой первую стадию переработки. Вторая стадия переработки называется тоже английским словом — риформинг. Риформинг — это химический процесс трансформации первичных продуктов нефтепереработки, т. е. продуктов крекинга, в более сложные органические соединения.

Далее следует процесс очистки полученных товарных продуктов.

В технологическом цикле до переработки есть только один продукт — нефть, после переработки много продуктов — от бензина до пластмасс. Соответственно, сырую нефть транспортировать экономически более целесообразно, поэтому переработка обычно географически отделена от места добычи.

В настоящее время разработаны десятки технологий получения товарных продуктов. Разнообразие технологий связано с новыми разработками в области физико-химических процессов, применением новых катализаторов и совершенствованием конструкции оборудования. Развитие технологического прогресса в области нефтепереработки инициируется не только достижениями фундаментальной и прикладной науки, но и изменениями рыночного спроса. В последние 10―15 лет снижается потребность в остаточных топливах, вместе с тем повышаются требования к качеству моторного топлива, которое определяется низким содержанием серы и других примесей, растет потребность в дизельном и реактивном топливе, сжиженном нефтяном газе и других продуктах, использующихся в нефтехимии.

За этот же период произошли заметные технологические сдвиги в структуре мировой нефтеперерабатывающей промышленности. Значительно возросла доля углубляющих и облагораживающих процессов переработки, в результате чего значительно увеличился выход наиболее ценных высококачественных нефтепродуктов.

Кроме того, в последнее время достигнут значительный прогресс в энергосбережении на НПЗ. Многие компании применяют интегрированный подход к сбережению энергии и водорода ― так называемые «пинч-технологии», т.е. технологии оптимизации энергозатрат.

Технологическая схема газовой отрасли

Первым этапом технологического цикла газовой отрасли (рис. 2.16) является мониторинг сырьевой базы.

рис.2.16. Технологический цикл газовой цепи

Добыча природного газа представляет собой процесс извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр с помощью технических средств в объемных или весовых единицах: в м³ (природный газ) и г/м³ (газовый конденсат).

Исчисление добытого природного газа ведется в абсолютных цифрах с учетом потерь (так называемый товарный газ).

Природный газ добывается с помощью эксплуатационных газовых скважин, а система разработки определяется геологическими условиями месторождения и экономическими расчетами. Рост добычи природного газа обеспечивается за счет открытия новых месторождений, вовлечения в разработку менее богатых месторождений, совершенствования технологий добычи и переработки сырья с использованием безотходной технологии.

Извлеченный природный газ подвергается комплексной переработке, под которой понимается разделение газа на конечные продукты с извлечением всех содержащихся в исходном сырье ценных компонентов, производство которых технически возможно и экономически целесообразно.

Комплексная переработка газа осуществляется на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). Товарные продукты, полученные на ГПЗ, направляются потребителю в виде газообразного и жидкого топлива, а также сырья для глубокой переработки с целью получения газомоторных топлив и химических продуктов. Перспективным является строительство промысловых заводов, расположенных непосредственно на территории промысла и предназначенных для комплексной переработки продукции скважин на весь период разработки месторождения.

Газовый промысел рассматривается в этом случае как топливно-сырьевой комплекс, проектные решения которого определяются составом добываемого газа, потребностями в топливе и сырье, возможностями транспорта, требованиями потребителей к количеству, качеству и срокам поставки товарных продуктов. Технологические схемы промысловых заводов разнообразны, но каждая из них включает следующие блоки: разделения продукции скважин на фазы, разделения фаз на компоненты или группы компонентов, производства товарных продуктов, придания им товарного вида, хранения и отгрузки, очистки стоков и выбросов, сбора и обработки информации, управления. При комплексном проектировании промысловых заводов и разработки месторождения обеспечиваются наибольшая компонентоотдача и длительная загрузка заводов. Крупнейшим комплексом является Астраханский газохимический комплекс.

Дальний транспорт газа представляет собой единую технологическую систему для транспортировки больших объемов природного газа из региона добычи или производства к пунктам потребления и достигает протяженности несколько тысяч километров. Он включает установки комплексной подготовки газа к дальнему транспорту (УКПГ), магистральный газопровод, газораспределительные станции и газораспределительные сети, объекты использования газа. На УКПГ газ очищают от твердых и жидких механических примесей, осушают, одорируют и снижают его давление (до расчетного на входе в магистральный газопровод). Подготовленный к дальнему транспорту газ поступает в магистральный газопровод. Линейная часть газопровода включает непосредственно трубопровод, линейную запорную арматуру, переходы через водные преграды, каналы, дороги и т.д., станции катодной и дренажной защиты, системы контроля, телемеханики и объекты ремонтно-эксплуатационной службы. Удовлетворение потребностей в газе населенных пунктов, расположенных вблизи трассы магистрального газопровода, осуществляется при помощи проложенных от него ответвлений (трубы меньшего диаметра). Для обеспечения расчетной пропускной способности газопровода вдоль трассы на расстоянии 90―150 км располагают компрессорные станции. Здесь давление газа повышается, проводятся его дополнительная очистка и охлаждение. На конечном пункте магистрального газопровода газ поступает в газораспределительную станцию, где его также очищают, измеряют проходящий объем и направляют потребителю. Для компенсации сезонной неравномерности газопотребления используют подземные хранилища газа, хранилища сжиженных углеводородных газов и специально подобранные потребители-регуляторы (буферные потребители), которые в зимнее время года работают на другом виде топлива.

Компрессорные станции (КС) являются одним из важнейших элементов системы транспорта газопродуктов. Компрессорная станция представляет собой комплекс сооружений и оборудования повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении.

Головные КС предназначены для повышения давления добываемого газа до расчетного давления газопровода 5,45―7,45 МПа.

Линейные КС устанавливаются через каждые 90―150 км газопровода для компенсации потерь давления газа на предшествующем участке.

Нагнетательные КС предназначены для обратной закачки осушенного газа при разработке газоконденсатных месторождений.