Технология глубокой переработки нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Фракционный состав нефти и газа

1.1 Фракционный состав нефти

1.2 Состав природного газа

2. Подготовка нефти к переработке

Заключение

Список использованных источников

Введение

Нефть - природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5-6 км.

Однако на глубинах свыше 4,5-5 км. преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1-3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. образования - например, битуминозные пески и битумы.

По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием петролитов. Петролиты относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов - горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива.

1. Фракционный состав нефти и газа

Фракционным составом называют зависимость количества выкипающего продукта от повышения температуры кипения.

Такая зависимость имеет место для любых смесей разно-кипящих веществ. Для индивидуальных веществ с определенной температурой кипения такой зависимости нет, так как вещество начинает кипеть и полностью выкипает при одной и той же температуре, называемой температурой кипения.

В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция - тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последующей дробной конденсацией образовавшихся паров.

В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта дистилляции нефти:

- простая дистилляция, когда образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют;

- дистилляция с дефлегмацией, когда из образовавшихся при испарении нефти паров конденсируют часть высококипящих фракций, возвращая их в виде жидкой флегмы в кипящую нефть, а оставшиеся пары, обогащенные низкокипящими компонентами, полностью конденсируют;

- ректификация - дистилляция с многократно повторяющейся дефлегмацией паров и одновременным испарением низкокипящих компонентов из образующейся флегмы.

Этим достигают максимальной концентрации низкокипящих фракций в парах до их полной конденсации.

Эти три варианта дистилляции нефти положены в основу большинства лабораторных методов, определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, причем первый из них позволяет получить наименьшую степень четкости выделения фракции из кипящей нефти, а последний представляет собой - наибольшую.

1.1 Фракционный состав нефти

Фракции нефти:

Н. к. (начало кипения) - 140°С - бензиновая фракция;

- 140-180°С - лигроиновая (тяжелая нефть);

- 140-220°С - керосиновая фракция;

- 180-350 (220-350)°С - дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят).

Для получения топлива:

- 350-500°С - вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);

- более 500°С - вакуумный остаток (гудрон).

Для получения масел:

- 300-400°С - легкая фракция;

- 400-450°С - средняя фракция;

- 450-490°С - тяжелая фракция;

- более 490°С - гудрон.

Нефть - это смесь очень большого числа химических соединений на основе углеводородов, образовавшихся из исходного органического вещества в результате длительного взаимодействия со средой залегания под воздействием многих факторов.

Элементный химический состав - количественный состав химических элементов, входящих в нефть, выраженный в массовых долях или процентах.

Число химических элементов в составе нефтей очень велико, но основными из них являются следующие.

Углерод содержится в различных нефтях в количестве от 83 до 87% (масс.), причем чем тяжелее (по плотности и фракционному составу) нефть, тем содержание выше.

Углерод входит в состав всех химических соединений нефти.

Водород составляет 11-14% (масс.) нефтей. С утяжелением состава нефти эта величина уменьшается. Так же как углерод, водород является составной частью всех химических соединений нефти.

Водород и углерод являются основными горючими элементами нефти (носителями тепловой энергии), но различаются теплотой сгорания: для водорода она составляет около 133 МДж/кг (267 МДж/моль), а для углерода - 33 МДж/кг (394 МДж/моль). В связи с этим горючие свойства нефти принято характеризовать соотношением количеств водорода и углерода (Н:С) в %.

Из углеводородов максимальное значение Н:С у метана (33%), и это соотношение убывает с увеличением числа атомов углерода в молекуле. Рассмотрим углеводороды насыщенного (алканы, нафтены) и ненасыщенного (арены) рядов.

Они показывают, что в одном гомологическом ряду (особенно для алканов) это соотношение существенно меняется только для углеводородов с числом атомов углерода до 10-12, а далее оно меняется незначительно. Больше разница значений Н:С для различных групп углеводородов, и поэтому в зависимости от их соотношения в нефти или в отдельных ее фракциях значение Н:С будет разным.

В среднем же для нефтей оно составляет 13-15%, для бензиновых фракций - 17-18%, для тяжелых фракций (>500°С) - 10-12%. Соотношение Н:С является одной из важных химических характеристик нефти и ее фракций для расчета процессов горения, газификации, гидрогенизации, коксования и др.

Сера входит в состав многочисленной группы серосодержащих гетероатомных соединений. Нефти сильно различаются по содержанию серы: в малосернистых нефтях оно составляет от 0,02 до 0,5%, а в высокосернистых - от 1,5 до 6%. Неравномерно распределяется сера и по фракциям одной и той же нефти. Ее содержание меняется по экстремальной зависимости с минимумом в области температур кипения 100-150°С. В высококипящих фракциях нефти (>400°С) серы обычно содержится значительно больше, чем в низкокипящих. Сера является одним из нежелательных элементов нефти, так как с углеводородами она образует коррозионно-активные соединения, а при сгорании образует оксиды и через них - серную кислоту, которые опасно загрязняют атмосферу. Содержание серы поэтому является одним из классификационных признаков нефтей, по которому все нефти относят к трем классам - малосернистые, сернистые и высокосернистые.

Азот содержится в нефтях в значительно меньших, чем сера, количествах 10,01-0,6% (маcс.) и лишь в отдельных случаях до 1,5% (маcс.).

Азот образует с углеводородами разных групп азотсодержащие соединения, обладающие различными свойствами, и концентрируется в основном в тяжелых фракциях нефти, кипящих выше 400°С.

Как и сера, азот является нежелательной примесью нефти из-за отравляющего воздействия его соединений на катализаторы, используемые в нефтепереработке, и образования оксидов азота при сгорании топлив.

Кислород представлен в нефтях такими группами кислых соединений, как карбоновые и нафтеновые кислоты и фенолы. Общее содержание кислорода в нефтях составляет от 0,05 до 0,8% и лишь в отдельных случаях достигает 3,0%. Так же, как азот, кислород концентрируется в тяжелых фракциях нефти, и его количество нарастает с утяжелением фракций.

Нежелательность присутствия кислорода обусловлена высокими коррозионными свойствами его соединений.

Металлы составляют обширную группу гетероэлементов, образующих с углеводородами сложные соединения.

Содержание металлов в нефтях невелико и редко превышает 0,05% (масс.) (500 мг/кг).

Всего в нефтях разных месторождений обнаружено около 30 металлов, среди которых наиболее распространенными являются ванадий, никель, железо, цинк, медь, магний, алюминий.

Металлы входят в состав высокомолекулярных соединений нефти, выкипающих от 450°С и выше. При термокаталитической деструкции этих соединений металлы отлагаются в порах катализаторов, дезактивируя их, а при регенерации катализаторов металлы образуют оксидные соединения, также отрицательно влияющие на катализаторы.

Экспериментальное определение элементного состава нефти основано на сжигании точной навески нефти и химическом или спектральном анализе состава продуктов горения.

1.2 Состав природного газа

Сжиженный углеводородный газ при атмосферном давлении и температуре выше нуля находится в газообразном состоянии. При сравнительно небольшом повышении давления - не более 1,6 МПа - он превращается в легкоиспаряющуюся жидкость.

Сжиженный газ состоит в основном из смеси двух газов: пропана (около 80%) и бутана (примерно 20%).

Кроме того, в нем в небольшом количестве содержатся такие газы, как этан, пентан, пропилен, бутилен и этилен. Теплота сгорания единицы массы сжиженного газа высокая - 46 МДж/кг.

При плотности около 0,524 г/см (при 20°С) объемная теплота сгорания сжиженного газа превышает 24000 МДж/м.

Уступая по значению этого показателя бензину, сжиженный газ как топливо является полноценным его заменителем. Относительно небольшая масса тонкостенных стальных баллонов, рассчитанных на рабочее давление до 1,6 МПа, позволяет хранить на автомобиле достаточное количество газа, не уменьшая его полезной нагрузки.

Поэтому автомобили, работающие на сжиженном газе, имеют такой же запас хода, как и бензиновые. Газообразное топливо лучше смешивается с воздухом и благодаря этому полнее сгорает в цилиндрах. По этой причине отработавшие газы у автомобилей, работающих на газообразных топливах, менее токсичны, чем у автомобилей, работающих на бензине. Высокая детонационная стойкость сжиженного газа (октановое число по исследовательскому методу более 110) позволяет повысить степень сжатия бензиновых двигателей, переоборудованных для работы на сжиженном газе.

Основными показателями, характеризующими качество сжиженного газа как топлива для автомобилей, являются компонентный состав, давление насыщенных паров, отсутствие жидкого (неиспаряющегося) остатка, содержание вредных примесей.

Компонентный состав газа - показатель сжиженного газа, всесезонно отпускаемого газонаполнительными станциями для газобаллонных автомобилей, должен изменяться в ограниченных пределах. Сжиженный газ содержит (по массе) не менее 80±5% пропана, не более 20±5% бутана и не более 6% других газов (пропилена, бутилена, этилена). Нарушение соотношения между пропаном и бутаном изменяет теплоту сгорания газа и состав горючей смеси. В результате ухудшается процесс сгорания смеси в цилиндрах двигателя и увеличивается токсичность отработавших газов.

2. Подготовка нефти к переработке

Нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит отделение от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею, попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

На стадии промысловой подготовки нефти от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси.

Попутный газ (ПГ1) отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5-1,5% углеводородов до бутана включительно.

Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти (ПГ2).

Механические примеси из нефти также извлекают за счет отстоя в соответствующих сепараторах на промысле.

Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (ПВ1), а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") разделяется в специальных аппаратах - электродегидраторах - в два приема: сначала на промысле (ПВ2), а оставшаяся часть воды (около 0,5-1,0% (масс.) от нефти) до извлекается на нефтеперерабатывающем заводе (ПВ3).

По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl2, CaCl2, NaCl и др.), растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100°С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:

В этой цепочке реакций образующийся дихлорид железа в свою очередь также гидролизуется с выделением хлороводородной кислоты.

По степени активности в реакции гидролиза указанные соли располагаются в следующем ряду:

Рис. - Распределение потоков при подготовке нефти к переработке:

Стадии подготовки на промысле, стабилизации и глубокого обезвоживания и обессоливания на НПЗ, ПГ и ПГ - попутный газ и газ стабилизации, ПВ1, ПВ2 и ПВ3 - вода, отделяемая в сепараторах, в промысловых электродегидраторах и электродегидраторах НПЗ, Н и Н1 - исходная и поступающая на дистилляцию нефть, Эпв - эмульгированная пластовая вода.

О последствиях воздействия минеральных солей, присутствующих в нефти, можно судить по следующим данным. В 50-х годах обессоливание нефти проводилось до остаточного содержания солей 40-50 мг/л, и установки дистилляции нефти имели межремонтный пробег 90-100 сут., после чего из-за коррозии оборудования и отложения в нем солей они подвергались серьезному ремонту В настоящее время на дистилляцию поступает нефть с содержанием солей 3-5 мг/л, и межремонтный пробег установки достигает 500 сут. и более.

В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мл/л нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40-3600 мг/л и при остаточном содержании воды 0,2-1,0% (масс.).

Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2% (масс.).

Не касаясь далее отделения газа, механических примесей и воды методами отстоя (ПГ1, МП и ПВ1), рассмотрим процессы обезвоживания и обессоливания нефти на стадиях отделения эмульгированной воды (ПВ2 и ПВ3) и вопросы стабилизации нефти.

Заключение

Нефть, нефтяные фракции и нефтепродукты представляют собой, как правило, смеси очень большого числа близко кипящих компонентов. Число компонентов в бензиновых фракциях может достигать 500, а в масляных фракциях еще больше. Как правило, их разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Нефтяные фракции, в отличие от индивидуальных соединений, не имеют постоянной температуры кипения. нефть газ углеводородный

Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуры начала и конца кипения (Тнк и Ткк). Тнк и Ткк зависят от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродукта показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах.

Этот показатель является важнейшей характеристикой нефтяных смесей и имеет большое практическое значение.

Полные данные о характеристике состава нефти и нефтепродуктов позволяют решать главные вопросы переработки: проводить сортировку нефти и нефтепродуктов на базах смешения, определять варианты переработки нефти (топливный, топливно-масляный, или нефтехимический) Знание фракционного состава нефтепродукта позволяет рассчитать их важнейшие эксплуатационные характеристики. Вследствие особенностей химического состава нефтей разных месторождений, физико-химические характеристики идентичных по температуре кипения фракций будут неодинаковы. Каждая нефть имеет свою характерную кривую разгонки, обусловленную специфическим распределением в ней отдельных компонентов (углеводородных и не углеводородных соединений) как по содержанию, так и по температуре кипения. Изменения физико-химических характеристик взаимно коррелируют.

На этом основаны многие методы определения характеристик и состава нефти и нефтепродуктов, и в настоящее время накоплен значительный объем информации о корреляционных взаимосвязях. Однако большинство из них нашли ограниченное применение из-за громоздкости и неприспособленности для использования в информационных технологиях.

Список использованных источников

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа / С.А. Ахметов - Уфа.: Гилем, 2002. - 672 с.

2. Рябов В.Д. Химия нефти и газа / В.Д. Рябов - М.: Издательство “Техника”, ТУМА ГРУПП, 2004. - 288 с.

3. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа / И.Л. Гуревич - М.: Химия, 1972. - 360 с.

4. Динков В.А. Нефтяная промышленность вчера, сегодня, завтра / В.А. Динков - М.: ВНИИОЭНГ 1998 г.

5. Марковников В.В. Избранные труды / В.В. Марковников - М., 1955.

6. Петров Ал.А. Химия нафтенов / Ал.А. Петров - М., 1971.

7. Петров Ал.А. Стереохимия насыщенных углеводородов / Ал.А. Петров - М., 1981.

8. Белозерова О.В. Химия нефти и газа / О.В. Белозерова - Иркутск: Издательство ИрГТУ, 2011. - 96 с.

Размещено на Allbest.ru