Классификация основных технологических процессов переработки нефти и газа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Реферат

«Классификация основных технологических процессов переработки нефти и газа»

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                        

 

 

 

 

 

 

 

Астрахань 2013 г.

 

 

 

 

Оглавление

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Сущность нефтеперерабатывающего производства

 Процесс переработки  нефти можно разделить на 3 основных  этапа: 

1. Разделение нефтяного  сырья на фракции, различающиеся  по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

2. Переработка полученных  фракций путем химических превращений  содержащихся в них углеводородов  и выработка компонентов товарных  нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов  с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

 Продукцией НПЗ  являются моторные и котельные  топлива, сжиженные газы, различные  виды сырья для нефтехимических  производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

 Нефтепереработка - непрерывное  производство, период работы производств  между капитальными ремонтами  на современных заводах составляет  до 3-х лет. Функциональной единицей  НПЗ является технологическая  установка - производственный объект  с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

 В данном реферате кратко описаны основные технологические процессы переработки нефти и газа.

 

 

 

Глава 1 Общая классификация процессов переработки нефти и газовых конденсатов

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается раз-деление нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических углеводородов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводородных соединений.

Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:

1.1 - гравитационные (ЭЛОУ);

1.2 - ректификационные (АТ, АВТ, ГФУ и др.);

1.3 - экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

1.4 - адсорбционные (депарафинизация цеолитная, контактная очистка);

1.5 - абсорбционные (АГФУ, очистка от H₂S, СО₂).

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осу-ществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на: 

2.1 - термические;

2.2 - каталитические.

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.1 - термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);

2.1.2 - термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1 - гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);

2.2.2 - гемолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производства водорода и синтез газов, метанола, элементной серы);

2.2.3 - гидрокаталитические, протекающие по механизму бифункционального (сложного) катализа (гидроочистка, гидрообессеривание гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).

Головным процессом  переработки нефти (после ЭЛОУ- электрообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (АТ- атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию: гидроочистке от гетероатомных соединений, а бензины - каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов - сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ - вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350 - 500°С) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.) Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2 Переработка углеводородных газов

Общие мировые запасы природного газа составляют около 90 трлн. м³ (65 - 70 млрд. т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти (90 - 95 млрд т). Ежегодное мировое потребление природного газа - около 1800 млрд. м³/год, в том числе в нашей стране - около 850 млрд м³/год, и эта цифра будет расти.

Крупнейшие отечественные  месторождения природного газа в  настоящее время находятся в  северных районах Западной Сибири (Уренгой, Медвежье) и в Заполярье (полуостров Ямал), а также в Оренбургской области и Прикаспии (Астрахань, Карачаганак). Поскольку основное количество природного газа добывается в труднодоступных отдаленных районах, одновременно с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и протяженность газопроводов, достигающая сейчас около 135 тысяч километров при максимальной дальности транспортирования до 5000 км.

Все углеводородные газы (УГ) можно разделить по их происхождению на две большие группы - первичные и вторичные.

Первичные УГ - это газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания (и соответственно - составу) они могут быть разделены на природные и попутные (нефтяные) У Г.

К природным УГ относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших количествах (50 - 500 г/нм³ газа) более тяжелые углеводороды (конденсаты), кипящие до 200 - 300 °С. 

Попутные УГ - это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях. 

Вторичные УГ - это легкие углеводороды, образовавшие при переработке нефти за счет термокаталитических превращений (деструкции) природных углеводородов нефти. Эти газы обычно включают углеводороды от метана до пентана и могут быть насыщенными (предельными) и ненасыщенным (непредельными).

Продуктами  переработки природных и нефтяных газов являются:

• товарный природный газ, направляемый по газопроводам в качестве газового промышленного и бытового топлива;
• широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) от С₃ до С₆, выделенных из состава газа в процессе его переработки;
• сжиженный газ - концентрат углеводородов С₃ и С₄, выделенный из ШФЛУ;
• стабильный газовый конденсат;
• одорант - смесь тиолов (меркаптанов), выделенная из состава сернистых примесей природного газа и используемая для одорирования газа в газовых сетях.

Подготовка  и переработка газа имеют ряд  особенностей, существенно влияющих на выбор схемы и последующую эксплуатацию производства, среди которых можно выделить следующие:

- уменьшение пластового давления в течение времени эксплуатации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки, что влечет за собой со временем установку дополнительного оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы);

- значительное изменение состава добываемого газа по мере падения пластового давления.

С учетом указанных  особенностей, а также большого разнообразия состава природных газов как по углеводородам, выбор схемы и технологии переработки газов сложная задача. Однако общим принципом этих схем является их двухступенчатость.

На первой ступени  газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй - проходит комплекс технологических установок по выделению из него вредных (сернистые соединения) и нежелательных (азот, диоксид углерода, влага) примесей, газового конденсата (углеводородов от пропана и выше), стабилизации этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа. Общие схемы представлены на рисунке 1

Рис. 1. Общие схемы подготовки к переработке природного газа (а), Газа Астраханского ГКМ (б) и нефтяного попутного газа (в):

1 - скважины, 2 - сепарация конденсата; 3 - сепарация капельной жидкости из газа; 4 - очистка от кислых газов (H₂S, СО₂); 5 - осушка; 6 - извлечение тяжелых углеводородов (С_з+); 7 - извлечение гелия; 8 - отделение воды; 9 - стабилизация конденсата, 10 - производство серы; 11 - сепарация углеводородов; 12 - фракционирование смеси углеводородов; 13 - вторая ступень очистки от кислых газов (H₂S, СО₂) при низком давлении, 14 - водоочистка; 15 - автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 16, 17 - газоводоотделители 1-й и 2-й ступеней; 18 - блок ЭЛОУ; 19- нефгестабилизационная установка; 20 - установка подготовки воды; I и II- сырой и товарный газы; III - диоксид углерода; IV - сера; V - ШФЛУ, VI - стабильный газовый бензин; VII - стабильный конденсат; VIII - стабильная нефть на НПЗ; IX- вода; X- механические примеси

 

 

ПОДГОТОВКА  ГАЗА К ПЕРЕРАБОТКЕ

Природный газ  выносит из скважин взвешенную капельную  жидкость (газовый конденсат, воду) и мелкие частички горной породы, т. е. газ является дисперсной системой с дисперсной жидкой и твердой фазами.

В задачу подготовки газа к переработке входит отделение  этих дисперсных фаз с помощью  различных сепарационных устройств. Особенностью при этом является то, что по мере сепарации изменяются размеры капель взвешенной влаги и твердых частиц (их дисперсность).

Соответственно  меняющемуся дисперсному составу  газа и требованиям на его очистку  используются разные по конструкции и эффективности очистки сепарационные устройства, которые по своему принципу действия делятся на гравитационные, инерционного типа (насадочные), центробежные и фильтрующие. В большинстве случаев конструкции объединяют в себе несколько из этих принципов.

 

Рис. 2. Гравитационные сепараторы:

1-3 - входная, осадительная (гравитационная) и улавливающая (инерционная) эоны сепарации соответственно; 4 - сборник конденсата; I, II - вход и выход газа; III - выход конденсата.

Рис. 3. Центробежные сепараторы газа (а и б) и нефтегазовой смеси (в):

1 - корпус; 2 - внутренняя газоотводящая труба; 3 - завихритель; 4 - сборник газоконденсата; 5, 6- сборники нефти и воды; 7- отбойная тарелка; 8 - регулирующее устройство; I-II - вход и выход газа, III- выход конденсата, IV, V- выход нефти и воды.

Рис. 4. Фильтрующие сепараторы тонкой очистки газа:

I - входная зона (отбойник); 2 - фильтрующие элементы; 3 - каркас; 4 - фильтрующий материал; 5 - выходной отбойник; I-II - вход и выход газа, III- выход конденсата

 

ОЧИСТКА ГАЗА ОТ ВРЕДНЫХ ПРИМЕСЕЙ

К вредным примесям газа относятся ядовитые и коррозионноактивные серосодержащие соединения и негорючие инертные газы, снижающие теплоту сгорания углеводородного газа.

В общем случае в углеводородном газе могут содержаться  такие серосодержащие соединения, как сероводород (H₂S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS₂), меркаптаны (C_nH_2n-₁SH), а в газовом конденсате также сульфиды (R-S-R') и дисульфиды (R-S-S-R'). В состав инертных газов входят диоксид углерода, азот и гелий.

Природный газ  очищают даже при малых количествах в нем сероводорода, поскольку его допустимое содержание в газе, закачиваемом в магистральные газопроводы, не должно превышать 20 мг/м³.

В большинстве  же случаев очистку газов предпринимают  не только для доведения содержания в нем вредных примесей до установленных норм, но и для их извлечения с целью промышленной утилизации. Так, например, более 30% мирового производства серы - из природных газов, богатых сероводородом, а в некоторых природных газах содержание сероводорода достигает 50 - 70%(об.), например в месторождениях Харметтен, Пантер- Ривер и Барберри в Канаде, Миссисипи в США, Жаолангиуанг в КНР и др.

В настоящее  время существует большое число  методов очистки углеводородных газов, которые условно относят к двум группам - абсорбционные и адсорбционные методы. Наиболее широко распространены первые методы, допускающие любое начальное содержание примесей в газе, а адсорбционные процессы используют при малых начальных содержаниях примесей [до 3 - 5%(об.)], но они позволяют глубоко очистить газ.