Характеристика добычи и переработки нефти

 Схема установки  каталитического крекинга с предварительной  гидроочисткой сырья (43-107):

     1—  трубчатая печь; 2 — колонна отгонки легких фракций от гидроочищенного сырья; 3 — электрофильтр; 4 — котел-утилизатор; 5 — катализаторные емкости; 6 —регенератор; 7 — топка под давлением; 8, 12 — насосы; 9 — воздуходувка; 10 — реактор с псевдоожиженным слоем; 11 — пневмоподъёмник; 13 — ректификационная колонна; 14 — отпарная колонна легкого газойля; 15 — отпарная колонна тяжелого газойля.

     Установки каталитического крекинга довольно часто комбинируют с процессами предварительного облагораживания  сырья или продуктов крекинга.

     Так, имеется отечественная установка каталитического крекинга (тип 43-107), в состав которого входят следующие блоки: гидроочистка вакуумного дистиллята, каталитический крекинг, ректификация и газофракционирование продуктов крекинга. Блок каталитического крекинга работает на цеолитсодержащем катализаторе, обеспечивающим получение 51-52% высокооктанового компонента автомобильного бензина, фракцию дизельного топлива (легкий газойль), тяжелого газойля (котельное топливо, сырье для производства сажи либо для коксования) и компонентов углеводородного газа (сухой газ-топливо, бутан-бутиленовая фракция - сырье для алкилирования, пропан-пропиленовая - сырье для получения полипропилена). Представительная гидроочистка сырья повышает выход целевых продуктов крекинга (в частности, автомобильного бензина на 8%) и уменьшает выход кокса на 20% считая на продукт.

     Свежее  сырье и рецеркулят крекируется (вместе или раздельно) в лифтном  реакторе, заканчивающимся зоной 1 псевдосжиженного слоя. Регенерацию катализатора проводят в двухфазном регенераторе.

     Сырье, пройдя блок гидроочистки, после стабилизации подогревается в теплообменниках  и печи (1) и поступает в колонну (2) для отгонки легких фракций, образовавшихся при гидроочистке. Остаток после отгонки подают насосом (8) через печь (1) к основанию подъемника (лифт-реактор) (11). Температура в реакторе 515-545°С, время контакта несколько секунд. Сюда же из регенератора (6) ссыпается регенеративный катализатор и вниз подается водяной пар. Катализатор, взвешенный в смеси паров сырья и водяного пара, через решетку на конце подъемника (11) попадает в реактор (10). Там пары продуктов крекинга отделяются от катализатора, который ссыпается в отпарную секцию, снабженную перегородками для повышения эффективности отпаривания.

     Отпаренный  катализатор самотеком ссыпается в регенератор (6). Воздух на регенерацию подают воздуходувкой (9); температура регенерации 700°С, давление 2,5 МПа, интенсивность выжигания кокса 80 кг / (т*ч). В регенераторе отсутствуют паровые змеевики для отвода избыточного тепла, и тепловой баланс реакторного блока регулируют, изменяя соотношение СО:СО₂ (раздельно подавая воздух в воздушные змеевики).

     Продукты  сгорания проходят котел-утилизатор (4) и электрофильтр (3); конечное пылеосаждение не превышает 80 мг/м³. Пары продуктов крекинга поступают в нижнюю часть ректификационной колонны (13). С верха колонны уходят пары бензина, углеводородный газ и водяной пар. Нижняя часть колонны (13) является отстойником каталитического шлама, который возвращается в реактор (10). Отстоявшийся от шлама жидкий остаток выводят из колонны. Этот остаток состоит в основном из тяжелых полициклических углеводородов склонных к коксообразованию, поэтому он нежелателен как компонент сырья для крекинга, но является идеальным сырьем для получения «игольчатого» кокса (если крекингу подвергать сырье с умеренным содержание серы). Избыточное тепло в колонне снимают циркуляционным орошением внизу колонны; тепло орошения используют для получения водяного пара. На установке предусмотрены две отпарные колонны (14 и 15) соответственно для легкого и тяжелого каталитического газойлей.

     Установка может работать с рециркуляцией  промежуточных фракций; их отводят  из двух колонн (13) и насосами (12) подают к основанию реактора-пневмоподъёмника (11). На установке широко используется воздушное охлаждение, что сокращает объем оборотной воды.

6.Установка  каталитического риформинга ЛЧ-35-11\1000

     Каталитический  риформинг на платиновом катализаторе (платформинг) — один из важнейших процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Он занимает ведущее место в производстве как высокооктановых бензинов, так и аренов — бензола, толуола, ксилолов. Следует также отметить, что использование водородсодержащего газа — побочного продукта риформинга—способствовало широкому внедрению в промышленность процесса гидроочистки нефтепродуктов. На установках каталитического риформинга получают углеводородный газ, ароматизированный бензин, водородсодержащий газ. Выход и состав продуктов каталитического риформинга зависят от свойств катализатора и исходного сырья и взаимоосвязанных параметров процесса: температуры, давления, объемной скорости подачи сырья, кратности циркуляции водородсодержащего газа по отношению к сырью.

     Основные реакции  риформинга

      1. дегидрирование шестичеленных  циклогексанов;

     2. дегидроциклизация пятичленных  циклоалканов;

     3. дегидроциклизация алканов;

     4. циклодегидрирование алкенов;

     Сырье. В качестве сырья каталитического риформинга применяют бензиновые фракции с началом кипения 60°Си выше и концом кипения не выше 180 °С. Бензины с началом кипения ниже 60 °С нет смысла подвергать риформированию, так как во фракции н.к.—60°С не содержится ни циклоалканов, ни алканов, способных превратиться в арены, а есть только углеводороды с числом атомов углерода менее шести, превращающиеся в углеводородный газ. Это балластные фракции, повышающие нагрузку установки, увеличивающие выход газа, причем на газообразование расходуется водород. Утяжеление фракционного состава сырья выше 180 °С приводит к большим отложениям кокса на катализаторе, вследствие чего сокращается срок службы последнего в режиме реакции. В зависимости от назначения установки применяют бензиновые фракции с различными пределами выкипания. Для получения высокооктанового бензина используют фракции 85—180 °С и 105—180 °С; для получения индивидуальных углеводородов: бензола—фракцию 60—85 °С; толуола—фракцию 85—105 °С;

     ксилолов—фракцию 105—140 °С; для получения смеси  бензола, толуола, ксилолов—фракцию 62—140 °С, а при одновременном получении  и аренов и высокооктанового бензина — фракцию 62—180 °С.

     При производстве высокооктановых бензинов, особенно с октановым числом 95—100, каталитическому риформингу целесообразнее подвергать сырье утяжеленного фракционного состава с начальной температурой 105 °С, так как это позволяет  увеличить выход бензина риформинга и одновременно водорода. Углеводородный состав сырья оказывает влияние на выход бензина риформинга и содержание в нем аренов, а также на выход водорода в процессе риформинга и на тепловой эффект реакции.

     Чем больше циклоалканов и аренов содержится в сырье, тем выше выход бензина риформинга.

     Технологическая схема установки 35-11:

     1, 14 — насосы; 2 — теплообменники; 3 — многосекционная трубчатая печь; 4 — реактор гидроочистки; 5 — холодильники; 6 — рибойлеры; 7 — газосепараторы; 8, 13 — колонны очистки газа от H₂S; 9, 10, 18 — компрессоры; 11, 17 — стабилизационные колонны; 12 — емкость отгона стабилизации; 15 — реакторы риформинга; 16 - фракционирующий абсорбер; 19—адсорберы-осушители циркуляционного газа; 20 — печь для нагревания инертного газа; 21 — сборник-водоотделитель; 22 — сепаратор низкого давления;

     / — сырье; II— водородсодержащий газ; III— сухой газ; IV- стабильная головная фракция; V — стабильный катализат риформинга; VI — циркулирующий газ блока гидроочистки; VII — циркулирующий газ блока риформинга; VIII — водный раствор моноэтаноламина; IX— раствор моноэтаноламина, насыщенный сероводородом; X— вода; XI — дихлорэтан; XII— инертный газ; XIII—продукты десорбции (влага, инертный газ).

     Сырье (фракция 85-180°С), подаваемое насосом 1, смешивают с водородсодержащим газом, циркулирующем в блоке гидроочистки. Смесь неочищенного сырья и водородсодержащего газа (600 м³ на 1 м³ сырья) подогревают в теплообменниках 2 и печи 3 (в одной из секций) до 330°С и подают в реактор 4 гидроочистки; давление в аппарате 3,2-3,4 МПа. Смесь очищенного сырья, циркуляционного  газа, продуктов разложения и образовавшегося сероводорода направляют через систему регенерации тепла (рибойлер 6 и теплообменник 2) и холодильник 5 в газосепаратор 7, где водородсодержащий газ отделяется от гидроочищенного бензина.

     Газ проходит через колонну 8 для очистки от Н₂S (моноэтаноламином) и возвращается  на  циркуляцию  к приему  компрессора  9;  избыток водородсодержащего газа сбрасывают компрессором 10. нестабильный бензин из газосепаратора 7 проходит через теплообменник 2 в стабилизационную колонну 11 для отделения продуктов гидроочистки (газообразные углеводороды и H₂S), а также влаги. Углеводородный газ очищают от H₂S в колонне 13. Очищенный стабильный бензин с низа колонны 11 через теплообменник 2 насосом 14 подают в блок риформинга. Перед теплообменниками, обогреваемыми парами из реакторов 15, сырье смешивают с циркуляционным водородсодержащим газом, подаваемым компрессором 18. смесь бензина и газа проходит секцию печи 3 и при 500°С входит в первый реактор риформинга.

     В первом реакторе происходит основное превращение сырья, что видно  по перепаду температур между входом и выходом, достигающему 35-40°С и свидетельствующему о значительном эндотермическом эффекте процесса. Частично превращенное сырье в смеси с циркуляционным водородсодержащим и образовавшимся углеводородным газами последовательно проходит вторую секцию печи 3, второй реактор и третью секцию печи, после чего идет двумя параллельными потоками в два последних реактора. Во втором реакторе перепад температур составляет 10-15°С, а в двух последних он равен всего 5-7°С, так как там в значительной степени протекают реакции   гидрокрекинга, характеризующиеся положительным тепловым эффектом. Температура промежуточного нагрева сырья во второй и третьей секциях печи 3 несколько выше, чем температура исходного сырья, и составляет соответственно 505 и 515°С, чтобы активизировать ароматизацию парафинов.

     Конечные  продукты риформинга, пройдя систему  теплообменников 2 и холодильники 5, поступают в газосепараторы 7 высокого давления, откуда отделившийся водородсодержащий газ проходит в адсорберы 19 и там осушается цеолитами во избежание дезактивирования применяемого галогенсодержащего промотора (образование НСl). Осушенный газ компрессором 18 передается в систему циркуляции, а катализат из газосепараторов 7 перетекает в газосепаратор 22 низкого давления, где от него отделяются углеводороды. Дальнейшее освобождение катализата от растворенных в нем газов осуществляется во фракционирующем абсорбере 16, где отделяется сухой газ (до С₂ включительно), и в стабилизационной колонне 17: сверху уходят тяжелые компоненты газа (стабильная головная фракция), а снизу стабильный катализат. Печь 3 в системе стабилизации служит рибойлером для колонн 16 и 17. На установке имеется также печь 20 для нагревания инертного газа, необходимого для продувки (регенерации) адсорбента из адсорбера 19.

Заключение

     По  прохождении практики, я прослушал вводный инструктаж по технике безопасности и пожарной безопасности. Особый интерес представляет историческое становление завода и экологическая обстановка. За период прохождения практики уделил внимание на следующие установки: установка ЭЛОУ - АВТ - 6, установка каталитического крекинга Г - 43 - 107, установка каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000, очистные сооружения.

     Глядя на ту огромную территорию, которую  занимает завод, легко понять, что  нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая  промышленность является одной из крупнейших сфер деятельности человека, а объемы продукции являются едва ли не наибольшими среди всех индустрий. Сложность процесса переработки говорит о том, что этот процесс наукоемкий и требует разработки все новых и новых методов, позволяющих более глубоко переработать нефть, тем самым завод станет более конкурентоспособен не только на отечественном, но и на мировом рынке нефтепродуктов. Мы, первокурсники нашего факультета, и есть часть тех людей, составляющих будущее нефтеперерабатывающей промышленности.

     Список  используемой литературы

1. Мановян А.К. «Технология первичной переработки нефти и газа», - М.: Химия, 1999.
2. Смидович Е.В. «Технология преработки нефти и газа», - М.: Химия, 1980.
3. Гуревич И.Л. «Технология преработки нефти и газа», - М.: Химия, 1972.
4. http://www.mnpz.ru
5. Фукс И.Г., Холодов Б.П. «Нефть, газ и продукты их переработки», - М.: Нефть и газ, 1994.
6. Журнал «Московский Нефтеперерабатывающий завод»