- •Товароведение химической продукции технического назначения
- •Предисловие
- •Глава 1. Основные понятия химической технологии
- •1 Обще сведения о химико-технологическом процессе
- •1.2 Классификация химико-технологических процессов
- •1.3 Равновесие в химико-технологических процессах
- •1.4 Понятие о скорости химико-технологических процессов
- •1.5 Материальный и энергетический балансы
- •Глава 2. Технология производства и потребительские свойства минеральных кислот
- •2.1 Общие сведения о неорганических кислотах
- •2.2 Технология производства и потребительские свойства серной кислоты
- •2.3 Технология производства и потребительские свойства азотной кислоты
- •2.4 Технология производства и потребительские свойства фосфорной кислоты
- •2.5 Технология производства и потребительские свойства соляной кислоты
- •Глава 3. Технология производства и потребительских свойства минеральных удобрений
- •3.1 Значение минеральных удобрений для нтенсификации сельскохозяйственного производства
- •3.2 Классификация удобрений
- •3.3 Качество минеральных удобрений
- •3.4 Технология производства и потребительские свойства азотных удобрений
- •3.5 Технология производства и потребительские свойства фосфорных удобрений
- •1)Обработка природного фосфата фосфорной кислотой 2) сушка полученной пульны 3) получение пастообразной массы двойного суперфосфатат
- •4)Измельчение двойного муперфосфата 5)классификация двойного суперфосфата
- •3.6 Технология производства и потребительские свойства калийных удобрений
- •1)Измельчение сильвинита 2) обработка сельвинита маточным раствором
- •3) Отделение щелока от осадка NaCl
- •4) Охлаждение щелока 5) выделение кристаллов хлорида калия
- •6) Сушка хлорида калия
- •3.7. Технологии производства и потребительские свойства комплексных удобрений
- •3.7.1. Сложные удобрения.
- •3.8 Упаковка, хранение и транспортировка минеральных удобрений (гост 23954-80)
- •Глава 4. Технология переработки и потребительские свойства продукции топливной промышленности
- •4.1 Общие сведения о топливе, основные характеристики топлива, определяющие его качество
- •4.2 Технология переработки и потребительские свойства продукции переработки твердого топлива
- •4.2.1 Состав, свойства и классификация ископаемых углей
- •4.2.2 Способы переработки твердого топлива
- •4.2.3 Некоторые продукты коксования. Требования к качеству согласно госТам
- •4.2.4 Условия поставки, хранения и транспортировки твердого топлива
- •4.2.5 Перспективы использования твердого топлива
- •4.3 Технология переработки и потребительские свойства продукции переработки жидкого топлива
- •4.3.1 Значение нефти и нефтепродуктов в народном хозяйстве
- •4.3.2 Состав, свойства и классификация нефтей
- •4.3.3 Добыча нефти, подготовка ее к переработке, способы переработки нефти и нефтепродуктов
- •4.3.4 Классификация нефтепродуктов
- •4.3.5 Характеристика моторных топлив. Требования к качеству согласно госТам
- •4.3.6 Котельное топливо. Основные показатели качества согласно госТам
- •4.3.7 Получение товарных бензинов для двигателей внутреннего сгорания
- •4.3.8 Условия поставки, хранения и транспортировки жидкого топлива. Правила безопасности
- •4.3.9 Перспективные виды топлива, альтернативные жидкому
- •4.4 Технология переработки и потребительские свойства газового топлива
- •4.4.1 Состав и свойства газового топлива
- •4.4.2 Правила приема, маркировки, упаковки, транспортировки и хранения газового топлива
- •Глава 5. Основы технологии и потребительские свойства полимерных материалов
- •5.1. Общие сведения о полимерных материалах
- •5.2 Методы синтеза высокомолекулярных соединений.
- •5.3 Технология производства и потребительские свойства пластических масс.
- •5.3.1 Классификация и свойства пластмасс.
- •5.3.2 Полимеризационные пластмассы.
- •5.3.3 Поликонденсационные пластмассы
- •5.4 Технология производства и потребительские свойства каучука и резины.
- •5.4.1 Характеристика важнейших видов каучуков.
- •5.4.2 Резина и изделия на ее основе.
- •5.5 Технология производства и потребительские свойства химических волокон.
- •5.5.1 Полимеризационные волокна.
- •5.5.2 Поликонденсационные волокна.
- •5.6 Области применения полимерных материалов.
4.3.3 Добыча нефти, подготовка ее к переработке, способы переработки нефти и нефтепродуктов
Образовавшаяся в месторождении нефть, просачиваясь через рыхлые породы, задерживается в сдвигах плотных пород и формируется в залежи. Для ее добычи к залежам бурятся скважины. С каждым годом растет глубина нефтяных скважин. Если в 1935 г. средняя глубина скважин составляла 860 м, то в настоящее время- 3000 м. Современная нефтедобывающая техника позволяет бурить скважины глубиной 5000-7000 м и более. Предпринимаются попытки к бурению еще более глубоких скважин. Так, например, в северо-западной части Кольского полуострова впервые в мире производится бурение скважины, проектная глубина которой составляет 15 тыс. м.
Добыча нефти осуществляется двумя способами: фонтанным и глубинно-насосным. При фантанном способе добычи нефть под пластовым давлением до 40 МПа поднимается к устью скважины и через специальную арматуру высокого давления поступает на очистку. Производительность этого способа 2-40 т нефти в сутки. Фонтанный способ добычи применим только в начальный период существования скважины, когда давление в пласте достаточно высокое.
По мере истощения залежей давление падает и скважину переводят на глубинно-насосный способ добычи, при котором на дно, скважины опускается специальный насос, обеспечивающий подачу нефти вверх к устью скважины. Производительность этого способа- 3-5 т нефти в сутки. Поэтому при эксплуатации залежи стремятся как можно дольше поддерживать высокое давление в пласте, применяя различные методы воздействия: закачку в нефтяные пласты газа, воды, горячего пара, а также гидравлический разрыв пласта и др.
Сочетая различные способы добычи, удается извлечь из залежи 4-50 % находящейся в ней нефти.
Нефть, добываемая из скважин, содержит растворенные газообразные углеводороды, воду, примеси твердых частиц, которые увлекаются ею при движении из пласта. Поэтому перед переработкой нефть подвергают очистке.
Выходящая из скважины нефть, направляется в специальные испарители, где происходит отделение попутных газов. Вода находится в нефти как в свободном состоянии, так и в виде эмульсии - капелек размером 0,1-0,01 мм, заключенных в оболочку из смолистых или маслянистых веществ- эмульгаторов. Свободная вода отделяется от нефти в отстойниках вместе с механическими примесями. Если нефть образует с водой устойчивые эмульсии, их разрушают, обрабатывая нефть специальными дезмульгаторами или переменным электрическим полем высокого напряжения (30-45 тыс. вольт).
После очистки нефть направляют на нефтеперерабатывающие заводы. Существуют физический и химический способы переработки нефти.
Физические способы позволяют разделить на фракции вещества, входящие в состав нефти, не вызывая химических превращений этих веществ. При этом способе углеводородный химический состав выделяемых фракций не меняется. Разделение на фракции основано на различии таких физических свойств компонентов, как температура кипения, температура кристаллизации, растворимость. В основе физических способов лежат законы испарения и конденсации смеси веществ с различными температурами кипения.
Наибольшее распространение из физических способов переработки получила прямая перегонка, которая основана на различных температурах кипения веществ, входящих в состав нефти.
Химические способы переработки связаны с химическим превращением компонентов нефти и нефтепродуктов под действием температуры, давления, катализаторов. При этих способах переработки происходит изменение структуры молекул, и получаемые продукты по химическому составу и свойствам резко отличаются от исходной нефти и нефтепродуктов.
Наибольшее распространение среди химических способов получили термический крекинг, каталитический крекинг, риформинг.
Состав продуктов крекинга и риформинга определяются не только качеством исходной нефти, но и условиями осуществления процессов: температурой, давлением, видом катализатора.
Термический крекинг проводится при температурах относительно высоких. Он может быть осуществлен в жидкой и паровой фазах. В зависимости от этого различают жидкофазный и паро-фазный крекинги.
Жидкофазный крекинг ведут при температуре 470-540 °С и давлении до 7 ПМа в установках, состоящих из трубчатых печей для нагрева сырья и ректификационных колонн.
Основным сырьем жидкофазного термического крекинга является мазут, из которого получают до 30-35 % бензина, 10-15 % крекинг-газов и 50-55 % крекинг-остатка, использующегося в основном как котельное топливо. По сравнению с бензинами прямой перегонки в крекинг-бензине большее содержание непредельных углеводородов.
Парофазный крекинг (пиролиз) производится при температуре 650-1200°С и давлении, близком к атмосферному, с целью получения газообразных непредельных и ароматических углеводородов, использующихся в качестве сырья для органического синтеза. Пиролизу подвергаются легкие фракции прямой перегонки нефти, попутные газы нефтепереработки, попутные газы нефтедобычи, крекинг-газы.
Каталитический крекинг тяжелого нефтяного сырья проводят в паровой фазе на катализаторе при температурах 450-500 °С и давлении 0,1-0,2 МПа. Катализатором этого процесса являются синтетические алюмосиликаты. Достоинствами каталитического крекинга являются высокие выходы бензиновых фракций (до 70%) и газообразных углеводородов (12-15 %), являющихся сырьем для органического синтеза. Сырьем каталитического крекинга является широкая вакуумная фракция с температурой кипения 300-500 °С.
Бензины каталитического крекинга состоят в основном из ароматических, нафтеновых и изопарафиновых углеводородов.
Риформипг - разновидность каталитического крекинга. Каталитическому риформингу подвергают бензиновые фракции прямой перегонки нефти, выкипающие от 60 до 180 °С. Процесс ведут в присутствии платинового катализатора (платина на окиси алюминия) при температуре 470-510 °С и давлении 1,5- 5 МПа. Если давление риформинга не превышает 3 МПа, основными продуктами процесса являются бензол, толуол и ксилол, служащие сырьем для органического синтеза.
Если же давление риформинга близко к 5,0 МПа, получают ароматические изопарфиновые углеводороды, входящие в состав высококачественных бензиновых фракций.
Наряду с жидкими продуктами каталитического риформинга образуются газообразные (метан, этан, пропан и др.), использующиеся для органического синтеза. Выход высококачественных бензинов при риформинге составляет 58-60 %.
Наиболее крупномасштабными способами переработки нефти, реализованными на практике, являются прямая перегонка, термический и каталитический крекинг и нефти и нефтепродуктов. В промышленности в зависимости от состава перерабатываемой нефти, а также назначения нефтепродуктов реализованы три варианта схем переработки нефти: топливный, топливно-масляный и нефтехимический. В качестве примера рассмотрим топливно-масляный вариант переработки нефти, реализуемый с целью получения автомобильных топлив и масел (рис. 4.3.1.).
Рис. 4.3.1. Блок-схема топливно-масляного варианта переработки нефти.
катализатор
бензиновые фракции
бензин
керосиновые фракции
реактивное топливо
нефть
мазут
газойлевые фракции
дизельное топливо
соляровый дистиллят
масляный дистиллят
гудрон
1- атмосферная перегонка нефти; 2- вакуумная перегонка нефти; 3- термический крекинг мазута; 4- каталитический крекинг; 5- рифарминг.
На первой стадии подготовленная нефть нагревается в трубчатых печах до 300 — 350 °С и подается в ректификационную колонну первой ступени под давлением, близким к атмосферному, где происходит испарение легкокипящих фракций (1). Пары, поднимаясь вверх по колонне, постепенно охлаждаются жидкостью (флегмой), стекающей сверху. При соприкосновении паров с жидкостью происходит разделение смеси на фракции по температурам кипения в результате многократного чередования процессов испарения жидкости и конденсации ее паров (ректификация). Пары бензина как наиболее низкокипящие фракции (до 170 °С) выходят сверху колонны, охлаждаются и конденсируются. Часть жидкого бензина выводится как готовый продукт, а часть его подается на орошение колонны (флегмы). По высоте колонны отбираются и другие продукты - лигроин (160-200 °С), керосин (200-300 °С), газойль (300-350 °С).
Остаток от перегонки нефти (мазут) подвергается дальнейшей разгонке в вакуумной трубчатке (2). Его нагревают в трубчатой печи второй ступени до 400-420 °С и подают в ректификационную колонну, работающую под вакуумом. Вакуум необходим для снижения температуры кипения масляных дистиллятов, поскольку температура кипения углеводородов, входящих в состав мазута, при атмосферном давлении выше температуры его разложения. В вакуумной трубчатке происходит разделение мазута на масляные дистилляты - соляровый (350-400 °С), масляный (400-490 °С) и остаток- гудрон.
Первую и вторую стадии описанного технологического процесса объединяют под понятием прямой перегонки нефти, а оборудование, использующееся для осуществления этих стадий, называют атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ). Фракционный состав прямой перегонки: легких фракций- 45 %, масла- 25 %, гудрона- 30%.
Основным недостатком прямой перегонки нефти являются низкие выход и качество бензиновых фракций, поэтому прямая перегонка нефти рассматривается как один из предварительных способов переработки нефти.
Для увеличения количества производимых бензинов в рассматриваемой технологической схеме часть мазута прямой перегонки нефти используется как сырье для дальнейшей переработки с целью получения светлых фракций. Для этого мазут подвергают термическому жидкофазному крекингу О), который ведут при температуре 470-540 °С и давлении до 7 МПа. При термическом крекинге мазут нагревается в трубчатой печи, где часть его (2/3) крекируется. Смесь продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья проходит через испаритель, в котором отделяется крекинг-остаток - вещества, не способные крекироваться. Легкие продукты поступают в ректификационную колонну на разделение. При термическом крекинге мазута выход крекинг-бензинов – 30-35 %, крекин-газа - 10-15 %, крекинг-остаток -50-55 %.
Для дальнейшего увеличения выхода высококачественных бензинов на четвертой стадии технологического процесса соляровый дистиллят, получаемый при вакуумной перегонке мазута, с температурой кипения 350-400 °С нагревается до 500 °С и подвергается каталитическому крекингу (4). Каталитический крекинг осуществляют в установках, состоящих из реактора и регенератора. В реакторе происходит процесс крекинга, а в регенераторе - восстановление каталитической активности используемого катализатора. По мере эксплуатации установки катализатор теряет свою активность из-за отложения на его поверхности смолистых веществ. Поэтому продукты крекинга выводятся из реактора вместе с отработавшим катализатором, отделяются от него и направляются в ректификационную колонну на разделение. Катализатор поступает в регенератор, где в токе горячего воздуха выжигают кокс, и активность катализатора восстанавливается.
Каталитический крекинг на современных цеолитсодержащих катализаторах позволяет получить до 70 % бензина и около 15-20 % легкого газойля, который может служить компонентом дизельного топлива.
Учитывая, что в настоящее время требования некоторых потребителей к качеству бензинов настолько высоки, что их удовлетворение возможно лишь с помощью специальных процессов, не дающих увеличения выхода бензина из нефти, в рассматриваемой технологической схеме бензины атмосферной перегонки нефти подвергаются риформингу (5). Процесс риформинга осуществляется в установках, аналогичных установкам каталитического крекинга.
Сырье (бензиновая фракция прямой перегонки) нагревается в теплообменнике и нагревательной печи до температуры 380-420 °С и поступает в реактор, где под давлением 3,5 МПа и при воздействии платинового катализатора подвергается гидроочистке. Очищенное сырье после освобождения от сероводорода, углеводородных газов и воды нагревается в печи до температуры 500-520 °С и поступает в реакторы, где под давлением более 4 МПа происходит его реформирование. Полученные при риформинге бензины содержат до 58 % ароматических углеводородов, остальное - алканы и нафтены в основном изомерного строения.