Реферат Характеристика добычи и переработки нефти
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Кафедра оборудования нефтегазопереработки
ОТЧЕТ
по учебно-ознакомительной практике
Выполнил: студент гр. МА-08-7 Тяпухин В.С.
Руководитель: доцент Косьмин В.Д.
Москва
Содержание
1. Происхождение нефти…………………………………………………………. 4
2. Добыча нефти……………………………………………………………………6
2. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа…………………..6
4. Переработка нефти………………………………………….…………………..11
5.Московский нефтеперерабатывающий завод………………………………….15
Заключение ……………………………………………………………………… 28
Список используемой литературы……………………………………………… 9
1. Происхождение нефти
Нефть - это смесь сложных углеводородов.
Химическими элементами, входящими в состав нефти является:
1) углеводород до 87%;
2) водород до 15%;
3) кислород 1,5%;
4) азот до 2,2%,
5) сера от 0,1 до 7%.
В золе нефти найдены следы таких металлов как:
1) никель;
2) железо;
3) вольфрам;
4) натрий;
5) и некоторые другие элементы.
Нефть известна человеку с древнейших времен, более 2000 лет назад нефть стали применять в военном деле и медицине.
Промышленное применение нефти началось в 18 веке. В 1745 году был построен первый нефтеперегонный завод на реке Ухте. В 1823 году около города Моздок. На этих примитивных установках из нефти отгоняли осветительный керосин, а остальное сжигали.
Разнообразие химического состава нефтей, неаддитивные изменения их физико-химических свойств породили множество различных гипотез о происхождении нефти.
Все их можно разделить на две большие группы: органические и неорганические.
Органическая теория происхождения нефти
Сторонники органической теории утверждают, что исходным материалом для образования нефти стало органическое вещество.
В основе современных взглядов на происхождение нефти лежат положения, сформулированные академиком И.М.Губкиным в
Первоначальное окисление остатков происходит без доступа кислорода, под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, характерного для морских бассейнов.
По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышается. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузную рассеянную нефть.
Наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15-45 МПа и температуры от 60 до 150ºС, которые существуют на глубинах 1,5 –
Далее, под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.
Взгляды Губкина подтвердились:
- в 1934г. В нефтях, природных битумах были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла;
- в 50-е годы были открыты нефтяные углеводороды в осадках водоемов различных типов;
- открытие крупнейших нефтяных месторождений в осадочных бассейнах, в т.ч. между Волгой и Уралом, в Западной Сибири;
- в нефтяных породах, где сосредоточены залежи нефти , обнаруживают часто окаменелые останки растений и животных
Вместе с тем сторонники органического происхождения нефти бессильны объяснить существование ее гигантских скоплений там, где органического вещества в осадочных породах очень мало (бассейн реки Ориноко); существование большого количества парафиновых углеводородов; открыты новые крупные месторождения (во Вьетнаме, на Кольском полуострове – сверхглубокая скважина, в Казахстане - Оймаша), где продуктивными оказались не песчаники и известняки, а гранитный массив.
Неорганическая теория
В
В
В 50-е годы были обнаружены обширные месторождения под зонами глубинных разломов земной коры. Было высказано предположение. Что нефтеносность ряда месторождений (Мархининский вал) связана не с преобразованием органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по которому углеводороды поднимались из недр планеты. Тем же самым можно объяснить присутствие нефти в кимберлитовых трубках, которые представляют собой каналы взрывного разлома земной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы из недр Земли.
На основании этих и других фактов Н.А.Кудрявцев выдвинул "магматическую" гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высоких температур углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН, СН2 и СН3.Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды. Основываясь на этой гипотезе, Н.А.Кудрявцев советовал искать нефть не только в верхних слоях, но и значительно глубже. Этот прогноз блестяще подтвердился.
В целом можно сделать вывод, что обе теории происхождения нефти достаточно убедительно объясняют этот процесс, взаимно дополняя друг друга. А истина лежит где-то посредине.
2. Добыча нефти
Нефть из земли извлекают через скважины пробуренные ударным или вращательным способом. В настоящее время применяется только вращательное бурение, оно бывает роторное и с забойным двигателем.
При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб. При бурении с забойном двигателе вращается только долото. При помощи электромотора или специальной турбины (турбобур). Турбинное бурение позволяет бурить глубокие и наклонные скважины.
Существуют следующие способы добычи нефти:
1) фронтальный;
2) компрессорный;
3) глубинно - насосный.
Фонтанный метод применяется в начальный период когда нефть под давлением газов поднимается по обсадным трубам скважины наверх. С течением времени давление в пласте уменьшается и становится не достаточным для подъема нефти, тогда используют компрессорный или глубинно – компрессорные методы.
Компрессорный метод заключается в том, что в скважину опускают расположенные одна в другой две колонны труб. По кольцевому пространству между ними нагнетают в пласт сжатый газ или воздух под давлением которого нефть оттесняется до конца внутренних труб и подымается наверх.
Глубинно – насосный метод заключается в том, что в скважину на штанге опускают плунжерный насос. Верхний конец штанг присоединяют к балансиру станка.
По выходу из скважин нефть по трубопроводу поступает в трап, где попутный газ отделяется и направляется в газосборник, а нефть в емкость где отстаивается от воды и механических примесей. Затем нефть поступает в промысловые резервуары, где дополнительно отстаивается и затем по магистральным трубопроводам, речным, железнодорожным или морским транспортом направляется на нефтеперерабатывающие заводы.
3. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа.
В настоящее время транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа осуществляется следующими способами:
Железнодорожный транспорт:
1. Железнодорожные цистерны. Объём железнодорожных цистерн колеблется от 54 до 163 кубических метров. Железнодорожные цистерны бывают следующих видов:
1) обычные железнодорожные цистерны.
Железнодорожные цистерны специального назначения:
а) Железнодорожные цистерны с паровой рубашкой, использующиеся для перевозки высоковязких и парафинистых нефтей и нефтепродуктов с подогревом в процессе перевозки.
б) Железнодорожные цистерны-термосы, использующиеся для перевозки заранее подогретых жидкостей.
в) Специальные железнодорожные цистерны для перевозки сжиженных углеводородов и газов, использующиеся для перевозки этана, пропана, бутана при повышенном давлении, составляющем от двух до восьми МПа.
2. Железнодорожные тары:
а) Железнодорожные бочки, использующиеся для перевозки светлых нефтепродуктов и масел.
б) Железнодорожные бидоны, использующиеся для перевозки смазок.
Достоинства железнодорожного транспорта:
· Возможность транспортировки в любое время года.
· Возможность транспортировки различных грузов одновременно.
· Возможность доставки нефти и нефтепродуктов в любую область, имеющую железную дорогу.
· Относительно высокая скорость доставки.
Недостатки железнодорожного транспорта:
· Высокая стоимость прокладки железной дороги и высокие тарифы на перевозки.
· Ограниченная пропускная способность железных дорог.
· Холостой пробег от потребителя к производителю.
2.
Водный транспорт:
a. Сухогрузы:
1) Тары.
2) Нефтеналивные суда:
3) Нефтеналивные танкеры. Танкерами перевозятся не только нефти и нефтепродукты, но и сжиженные углеводороды и газы.
Существует три основных вида перевозки сжиженных углеводородов на нефтеналивных танкерах:
§ Перевозка сжиженных углеводородов и газов в обычных резервуарах, под давлением в 1.6 Мпа, и температуре до 45 градусов.
§ Перевозка сжиженных углеводородов и газов при давлении 0.3-0.6 МПа в теплоизолированных резервуарах.
§ Перевозка сжиженных углеводородов и газов при давлении 0.1 МПа и температуре от -163 до -40 градусов в теплоизолированных резервуарах.
Существуют следующие виды нефтеналивных танкеров:
1.Морские нефтеналивные танкеры. Средняя грузоподъёмность составляет 240 тысяч тонн.
2. Речные нефтеналивные танкеры.
3. Нефтеналивные баржи, которые в отличие от нефтеналивных танкеров не имеют собственных насосов. Различают следующие виды нефтеналивных барж:
а) Морские нефтеналивные баржи.
б) Речные нефтеналивные баржи.
Достоинства водного транспорта:
· Относительная дешевизна транспортировки.
· Неограниченная пропускная способность водных путей.
· Возможность завоза в труднодоступные районы.
· Возможность межконтинентальных перевозок.
Недостатки водного транспорта:
· Сезонность водного транспорта.
· Относительно малая скорость транспортировки.
· Холостой пробег от потребителя к производителю.
3. Автомобильный транспорт:
a. Автомобильные цистерны. Грузоподъёмность автомобильных цистерн составляет от двух до пятнадцати тонн. Автомобильные цистерны бывают следующих видов:
1) Автомобили.
2) Прицепы.
3) Полуприцепы.
Достоинства автомобильного транспорта:
· Большая маневренность.
· Быстрота доставки.
· Возможность использования в местах отсутствия железнодорожных и водных путей.
· Возможность транспортировки в любое время года.
Недостатки автомобильного транспорта:
· Малая грузоподъёмность.
· Относительно высокая стоимость транспортировки.
· Значительный расход топлива на собственные нужды.
4.
Трубопроводный транспорт:
a. Нефтепроводы.
b. Нефтепродуктопроводы.
c. Газопроводы.
Основные достоинства трубопроводного транспорта:
· Кратчайший путь перевозки.
· Бесперебойность транспорта.
· Наибольшая степень механизации и автоматизации транспорта.
· Высокая надёжность.
· Простота в эксплуатации.
· Разгрузка других видов транспорта.
Основные недостатки трубопроводного транспорта:
· Большие капитальные вложения на этапе строительства.
· Жёсткость трассы.
· Ограниченность количества сортов или марок транспортируемых жидкостей.
Различные виды транспорта применяются как в чистом виде, так и в сочетании друг с другом.
Доли видов транспорта в перевозках по России:
| | Трубопроводный транспорт | Железнодорожный транспорт | Морской транспорт | Речной транспорт |
| Нефть | 91% | 6% | 2.7% | 0.3% |
| Нефтепродукты | 13.3% | 76.3% | 3.4% | 7% |
Природный газ практически весь транспортируется по газопроводам.
Развитие нефтепроводного транспорта в России.
В развитии нефтепроводного транспорта в России принято выделять четыре этапа:
1. 1878 год – 1917 год.
2. 1928 год – 1960 год.
3. 1960 год – 1991 год.
4. с 1991 года по наши дни.
Во время первого этапа происходило становление и начало развития нефтепроводного транспорта.
Развитие нефтепроводов в России началось в 1878 году, когда был построен первый нефтепровод в районе города Баку. Этот нефтепровод имел диаметр
В 1895 году суммарная протяжённость нефтепроводов в районе Баку достигла
В 1917 году суммарная протяжённость нефтепроводов в районе Баку, Грозного, Туапсе, Краснодара достигла
Во время второго этапа происходило развитие локальных сетей нефтепроводов в основном в волго-уральском регионе.
В 1928 году был построен нефтепровод «Грозный-Туапсе», который стал первым нефтепроводом с диаметром
В 1935 было завершено строительство нефтепровода «Гурьев-Орск», диаметр которого составлял
В начале пятидесятых годов были построены первые нефтепроводы с диаметрами 530 и
Третий этап был охарактеризован строительством сверхдальних нефтепроводов с диаметрами 1020 и
В 1964 был введён в эксплуатацию нефтепровод «Дружба», соединяющий месторождения Татарии и самарской области и восточно-европейскую часть страны.
В 1965 году было завершено строительство нефтепровода «Усть-Балык-Орск», который стал первым нефтепроводом с диаметром
В 1971 году был построен нефтепровод «Узень-Атырау-Самара». Его отличительной особенностью стало то, что он стал первым крупнейшим нефтепроводом с горячей перекачкой нефти.
К 1991 году суммарная протяжённость нефтепроводов достигла семидесяти тысяч километров.
Современная сеть нефтепроводов России сформировалась в основном на третьем этапе развития, и характеризуется мощными нефтепроводами большого диаметра и большой пропускной способностью.
Перспективы развития нефтепроводного транспорта в России связаны с осуществлением трёх крупных проектов:
1. Каспийский трубопроводный консорциум, который подразумевает транзит нефтей Тенгизских месторождений Татарстана через территорию России к Чёрному морю. В рамках этого проекта осуществляется строительство нефтепровода с диаметром
2. Балтийская трубопроводная система, которая предназначена для перекачки нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к Балтийскому морю, с последующей отправкой её на экспорт. К уже существующему нефтепроводу«Ярославль-Кириши» будет построен нефтепровод «Кириши-Приморск» диаметром
3. Азиатско-тихоокеанский регион. Этот проект предусматривает строительство нефтепровода диаметром
Классификация и состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
По назначению нефтепроводы делятся на три группы:
1. Промысловые нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие от скважин до установки подготовки нефти к транспорту.
2. Технологические нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие внутри завода или внутри нефтеперекачивающей станции, предназначенные для обеспечения ведения технологического процесса.
3. Магистральные нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие от установок подготовки нефти к транспорту до места потребления нефти (нефтеперерабатывающий завод, крупная перевалочная нефтебаза для последующей транспортировки нефти другими видами транспорта). Основное отличие магистральных нефтепроводов заключается в том, что они обладают большой протяжённостью, имеют большой диаметр и большую пропускную способность.
По СНиП (Строительные Нормы и Правила) магистральные нефтепроводы делятся на четыре класса:
1. Нефтепроводы первого класса с условным диаметром более
2. Нефтепроводы второго класса с условным диаметром от 500 до
3. Нефтепроводы третьего класса с условным диаметром от 200 до
4. Нефтепроводы четвёртого класса с условным диаметром менее
Условный диаметр – реальный диаметр трубопровода, округлённый до ближайшего числа, кратного ста.
В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:
1. Головная нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком.
2. Промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками.
3. Линейная часть с отводами и местами подкачек.
4. Конечный пункт с резервуарным парком.
Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.
Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до
Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.
Если трубопровод имеет протяжённость более
На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.
4.Переработка нефти
Первичные процессы
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.
Подготовка нефти
Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
Атмосферная перегонка
Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.
Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти
Вакуумная дистилляция
Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.
Вторичные процессы
Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.
По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида: Углубляющие. Каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксования, гидрокрекинг, производство битумов и т.д. Облагораживающие. Риформинг, гидроочистка, изомеризация и т.д. Прочие. Процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т.д.
Риформинг
Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[1]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.
Каталитический крекинг
Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных(пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.
Гидрокрекинг
Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).
Коксование
Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.
Удаление серы
Изомеризация
Процесс получения углеводородов изостроения (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства(изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.
Алкилирование
Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.
Установки АВТ
Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения.Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего — трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензиненную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350–360 °С. Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга).
1 — сырьевой насос; 2 — теплообменники; 3 — конденсаторы-холодильники; 4 — насос «горячей струи»; 5 — холодильники; 6 — печь; К-1 и К-2 — ректификационные колонны
Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть насосом 1 подается в теплообменники 2, нагревается до 220–230 °С, после чего подается в ректификационную колонну К-1, где отбирается легкая фракция бензина и газ. Неиспарившийся остаток стекает в нижнюю часть колонны по тарелкам. Для поддерживания необходимого теплового режима низа колонны К-1 в нижнюю ее часть подается из печи 6 полуотбензиненная нефть. Поток паров из колонны 1 смешивается с потоком паров, отпаренных из полуотбензиненной нефти, и направляется в качестве орошения в верхнюю часть колонны К1
На каждой тарелке за счет контакта стекающей с верха колонны флегмы холодного орошения с восходящим потоком паров происходит тепло- и массообмен. В результате этого удаляется примерно половина бензиновой фракции с концом кипения 130–140 °С, которая конденсируется и охлаждается до 40–45 °С в конденсаторе-холодильнике 3 и после смешения с более тяжелой бензиновой фракцией из колонны К-2 направляется на стабилизацию (удаление растворенного газа) и далее — на вторичную перегонку.
Насосом 4 горячая полуотбензиненная нефть из колонны К-1 подается в трубчатую печь 6, где нагревается до 340–350 °С и поступает в основную ректификационную колонну К-2.После прохождения всех тарелок в нижней части колонны образуется мазут с 4-6% легкокипящих фракций. Практически это фракции с температурой кипения ниже 360 °С.
Подаваемый в низ колонны перегретый водяной пар производит отпаривание легкокипящих компонентов из мазута. С верха колонны 4 уходят пары воды и бензина с температурой конца кипения не выше 180–190 °С. Орошение производится путем возврата части, охлажденного и сконденсированного в холодильнике-конденсаторе 3 верхнего продукта колонны К-2. Тем самым поддерживается определенная температура паров, уходящих с верхней тарелки, и качество бензиновой фракции. С нижележащих тарелок концентрационной части колонны отбираются боковые потоки других нефтепродуктов в жидком виде. Верхний боковой погон — это керосиновая фракция, ниже — легкая дизельная фракция, еще ниже — более тяжелая дизельная фракция.
Осуществляют циркуляционное орошение. Циркуляционное орошение организуют путем отбора части флегмы с тарелки и охлаждением ее в теплообменнике нефтью, которая тем самым нагревается перед поступлением в колонну К-1. Охлажденная до требуемой температуры флегма поступает на тарелку выше той, с которой она отбиралась на охлаждение. Количество циркуляционных орошений может быть до трех.
Основная часть отбираемой с тарелки флегмы является целевым продуктом и подается в отпарную колонну для предотвращения наложения фракций. Например, в керосиновой фракции может содержаться некоторое количество тяжелой бензиновой фракции. В отпарной колонне (стриппинге), поток керосиновой фракции стекает по тарелкам в низ стриппинга и встречается с потоком поднимающихся паров. Из верхней части стриппинга отпаренные пары бензиновой фракции подаются в колонну К-2 между тарелкой отбора продукта и выше расположенной тарелкой. При этом качество керосина (по фракционному составу и др. показателям) улучшается. Для каждой боковой фракции имеется свой стриппинг. Их общее число, как правило, два - три.
5. Московский нефтеперерабатывающий завод
История развития и структура ОАО «МНПЗ»
В середине 30-х годов XX века правительство страны приняло решение построить под Москвой нефтеперерабатывающий завод для снабжения столицы и области моторным топливом и битумом. Работая безостановочно, Московский нефтеперерабатывающий завод переработал около 400 миллионов тонн нефти, постоянно поддерживая обеспечение Москвы в интересах его жителей.
Впервые в отечественной нефтепереработке на заводе сооружен комплекс по глубокой переработке нефти на базе комбинированной установки каталитического крекинга. Это обеспечило Московскому региону дополнительно более 1 млн. т. в год высокооктанового бензина без привлечения сырьевых ресурсов, эквивалентных 10 миллионам тонн в год нефти.
В октябре 1995 года завершена трехлетняя работа коллектива по выполнению распоряжения Правительства России от 22.01.92 г. № 123р о реконструкции производства полипропилена и вводе мощности по этому продукту в объеме 100 тыс.тонн в год экологически чистого полимера.
С пуском нового комплекса выведены из эксплуатации 7 устаревших установок мощностью 10 тыс.тонн в год по полипропилену, которые не отвечали современным нормам технической и экологической безопасности. Техногенная нагрузка на природу при этом снизилась в 15 раз. Строительство выполнено за счет собственных средств завода, без целевого финансирования из бюджета или внебюджетных фондов.
С Московским НПЗ в значительной мере связана политика московского правительства по улучшению экологической обстановки в городе. В 1996 году завод переоснастил производство и наладил выпуск автобензинов и дизельного топлива с улучшенными экологическими свойствами, отвечающими требованиям на выбросы автотранспорта Евро-2. Для обеспечения сохранности качества и несмешиваемости с топливами иногородних поставщиков запущен автоматизированный автомобильный терминал. Построены также производства экологичных облагораживающих компонентов автобензина: кислородсодержащей добавки МТБЭ и олигомеризата.
Высокие темпы строительства и модернизации производства, оснащение процессов современным оборудованием и системами защиты позволили обновить основные фонды и повысить техническую безопасность. В 1997 году быстродействующая система аварийного освобождения аппаратуры - новая факельная установка, предусмотренная федеральной целевой программой <Топливо и энергия>. Факельная установка по техногенному воздействию отвечает европейским нормам.
В мае 1997 года по решению общего собрания акционеров ОАО "Московский НПЗ" вошло в состав Центральной топливной компании, учрежденной Правительством Москвы, в 2001 году перешло под управление МНК/ЦТК.
В 1998-
Накануне 65-летия, в 2002 году закончена очередная реконструкция установки гидроочистки 24-5 и пущена установка этерификации легкого крекинг-бензина метанолом, что создало предпосылки для новой ступени повышения экологических показателей моторных топлив.
По итогам 2002 года получено 942 млн.руб. балансовой прибыли, что на 26,4% больше, чем в предшествующем году. Увеличилась глубина переработки нефти и отбор светлых нефтепродуктов. Доля автобензинов с октановым числом 92 и 95 пунктов достигла 63% в общем объеме производства бензинов.
В январе-марте 2003 года выполнена технологическая подготовка производства автомобильных бензинов Премиум Евро-95 и Регуляр Евро-92, отвечающих требованиям на выбросы автотранспорта Евро-3.
Технические мероприятия, предусмотренные к внедрению в 2004 году, направлены на улучшение качества и снижение себестоимости товарной продукции, сохранения конкурентных позиций на рынке моторных топлив Московского региона, оптимизации технологического и управленческого аспектов деятельности.
Данные по ОАО «Московский НПЗ»
1. Площадь завода -
2. Численность по состоянию на 01.01.2006 – свыше 3000 чел.
3. Штатный состав: доля специалистов с высшим образованием 25,8% от общего числа рабочих.
4. Предприятие топливно-нефтехимического профиля.
5. Мощность по переработке 12150 тыс/ т.год. Доля завода в общем объеме переработки нефти составляет 5,2-5,5%, по объему переработки нефти Московский НПЗ входит в десятку российских заводов с самыми большими объемами переработки нефти. (6-7 место).
6. Структура производственного потенциала:
- современные экологически развитые технологии;
- 23 технологических установок;
преимущество мощностей вторичных процессов: доля гидрогенизационных процессов очистки бензиновых, средних и вакуумных дистилляторов - 55%, деструктивных процессов и процессов облагораживания бензинов - 25%.
7. Глубина переработки нефти - 68%.
Завод перерабатывает смесь нефтей Татарских, Западно-Сибирских и Ухтинских месторождений. Нефть поступает на завод по двум трубопроводам: Рязань-Москва и Ярославль-Москва. Выпускает все виды нефтяного топлива, битумы, нефтехимическую продукцию, включая серу, полипропилен и изделия из полипропилена. Около 80% вырабатываемой продукции реализуется в г. Москва и Московской области. 10-15% экспортируется, 5-10% отгружается в другие регионы России и страны СНГ.
Вся поступающая на завод нефть около 60% готовой продукции перекачивается по магистральным трубопроводам, остальная продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом.
2.Технологическая схема МНПЗ
| Наименование продукции. Марка/Сорт | Обозначение НД |
| 1. Бензины автомобильные неэтилированные с улучшенными экологическими свойствами (городские). Марки АИ-80ЭК ; АИ-92ЭК ; АИ-95ЭК | ТУ 38.401-58-171-96 с изм. №1-5 |
| 2. Бензин прямой перегонки экспортный. Марки №1 и №2 | ТУ 38.001256-99 с изм. №1-13 |
| 3. Топливо дизельное. Марка Л-0,2-62 | ГОСТ 305-82 с изм. №1-5 |
| 4. Топливо дизельное экспортное. Марка ДЛЭ, вид 1 | ТУ 38.401-58-110-94 с изм. №1-7 |
| 5. Топливо дизельное с улучшенными экологическими свойствами (городское). Летние марки: ДЭК-Л-0,05-62; ДЭК-Л-0,10-62 Зимние марки: ДЭК-3 минус 15'С-0,05; ДЭК-3 минус 15'С-0,10; ДЭКп-3 минус 15'С-0,05; ДЭКп-3 минус 15'C-0,10; ДЭКп-3 минус 25'С-0,05; ДЭКп-3 минус 25 'С-0,10 | ТУ 38.401-58170-96 с изм. №1, 2 |
| 6. Топливо нефтяное. Мазут. Марки 40 зольный, вид IV, V и марки 100 зольный, вид IV, V, VI | ГОСТ 10585-99 |
| 7. Топливо для реактивных двигателей. Марка ТС-1 высший сорт и 1 сорт | ГОСТ 10227-86 с изм. №1, 2, 3 |
| 8. Битумы нефтяные строительные. Марка БН 70/30 | ГОСТ 6617-76 с изм. №1-5 |
| 9. Битумы нефтяные дорожные вязкие. Марки БНД 40/60 и БНД 60/90 | ГОСТ 22245-90 с изм. №1 |
| 10. Сырье для производства нефтяных дорожных битумов. Марки СБ 20/40 и СБ 40/60 | ТУ 0258-113-00151807-2002 |
| 11. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Марки ПТ, СПБТ и БТ | ГОСТ 20448-90 с изм. №1 |
| 12. Фракция бутан-бутиленовая. Марки Б, В | ТУ 0272-027-00151638-99 |
| 13.Сера техническая газовая. Сорт 9998 (жидкая) и сортов 9998, 9995, 9950, 9920 (комовая) | ГОСТ 127.1-93 |
3.Выпускаемая продукция
4.Установка ЭЛОУ-АВТ-6.
ЭЛОУ - АВТ - 6 - комбинированная установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти с предварительным обессоливанием и вторичной перегонкой бензина предназначена для переработки сырой нефти с целью получения продуктов первичной переработки сырья для вторичных процессов. Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярной массе и температуре кипения. На этом основан принцип работы установки АВТ, то есть происходит разделение нефти на фракции в зависимости от температуры кипения, и в зависимости от этого из различных фракций получают разные нефтепродукты. На установках АВТ проводится разделение нефти на фракции в зависимости от температуры кипения:
1. углеводородный газ;
2. бензиновая фракция - выкипает в пределах 50 - 180°С:
3. керосиновая фракция - выкипает в пределах 120 - 315 °С;
4. дизельная фракция - выкипает в пределах 180 - 360°С;
5. мазут - вскипает выше 350 °С;
6. вакуумный газойль - выкипает в пределах 350 - 500 °С;
7. гудрон-остаток атмосферно-вакуумной перегонки нефти, выкипает при температуре выше 500°С;
Эта установка производительностью 6 млн. тонн в год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина (схема на рисунке).
Схема установки ЭЛОУ—АВТ-6 со вторичной перегонкой бензина: 1 — теплообменники; 2 — электродегидраторы; 3 — отбензинивающая колонна; 4, 14, 15 — трубчатые печи; 5 — основная атмосферная колонна; б — отпарные колонны; 7 — аппараты воздушного охлаждения; 8 — стабилизационная колонна; 9 — ректификационные колонны вторичной перегонки бензина; 10 — вакуумная колонна; 11 — конденсаторы-холодильники; 12 — емкости орошения; 13 — вакуумсоздающая аппаратура.
Линии: I — нефть; II— сухой газ; III— сжиженный газ; IV— фракция н. к. — 62°С; V— фракция 62—105° С; VI — фракция 105—140° С; 5; XII0 — фракция 350—500° С; XIII — гудрон; XIV — отбензиненная нефть; XV — горячая струя; XVI — мазут; XVII — водяной пар; XVIII— VII— фракция 140—180°С; VIII— фракция 180—220° С; IX— фракция 220—280° С; X— фракция 280—350° С; XI— фракция 280— 350°С в атмосферную колонну смесь бензиновых фракций; XIV— стабильный бензин.
Исходная нефть после смешивания с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках (1), четырьмя параллельными потоками проходит через две ступени горизонтальных электродегидраторов (2), где осуществляется обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну (3). Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь (4).
Частично отбензиненная нефть XIV из колонны (3) после нагрева в печи (4) направляется в основную колонну (5), где осуществляется ректификация с получением паров бензина сверху колонны, трех боковых дистиллятов VIII, IX и Х из отпарных колонн (6) и мазута XVI снизу колонны. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн (3) и (5) направляется на стабилизацию в колонну (8), где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу-стабильный бензин XIX. Последний в колоннах (9) подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стабилизатора (8) и колонн перегонки (9) подводится циркулирующими флегмами XV, нагреваемыми в печи (14).
Мазут XVI из основной колонны (5) атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь (15), оттуда с температурой 420°С направляется в вакуумную колонну (10). В нижнюю часть этой колонны подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы (11), оттуда газы разложения отсасываются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами. Остаточное давление в колонне
В здании размещены подстанции, насосная для перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппаратуры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на котором установлена конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости. Под первым ярусом постамента расположены насосы технологического назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огневых нагревателей мазута, нефти применяют многосекционные печи общей тепловой мощностью около 160 млн. ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением радиантных труб двухстороннего облучения и нижней конвекционной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсунках с воздушным распылом.
Сейчас применяют горизонтальные электродегидраторы, которые допускают ведение процесса при температуре до 160 и давлении до 18 атм. ЭЛОУ состоит из 4-х горизонтальных электродегидраторов, один из которых предназначен для обезвоживания, а остальные для обессоливания нефти. Обессоливание ведется с добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара покачивается через систему теплообменников и последовательно работающие электроконденсаторы.
Одновременно в нефть подается горячая вода и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32-33 кВ при температуре 120-130°С и под давлением 8-10 атм. Обработанная нефть содержит 5-10 мг солей, что позволяет нефтеперегонной установке работать без остановки на ремонт не менее 2-х лет.
Перегонка нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляется при температуре 370°С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов - крекинг. Он нежелателен, потому что образуются непредельные углеводороды, которые снижают качество нефтепродуктов. В результате атмосферной перегонки нефти при 350-370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистиллятов. Самый распространенный метод выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410-420°С отобрать дистилляты. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т.д. Существующими методами удается поддерживать остаточное давление в ректификационных колоннах 20-60-мм рт.ст. Наиболее резкое снижение температуры кипения углеводородов наблюдается при остаточном давлении ниже
Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов в вакуумную колонну подают нагретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон), испаряющим агентом лигроино-керосиновой фракцией.
Эти методы перегонки нефти на отдельные фракции основаны на различии летучестей этих фракций. При использовании ректификации эти методы дают достаточно четкое разделение. Атмосферные и вакуумные ректификационные колонны в основном применяют при перегонке нефти, остаточных нефтепродуктов и дистиллятов.
5.Установка каталитического крекинга Г -43 - 107.
Каталитический крекинг (англ. catalytic cracking) — процесс деструктивного каталитического превращения нефтяных фракций в моторные топлива и сырье для производства технического углерода, кокса и нефтехимии.
Основная цель каталитического крекинга - получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов - высокооктанового бензина и дизельного топлива, путём разложения тяжёлых нефтяных фракций. Сырьем его является широкая фракция вакуумного газойля 350-500 °С, предварительно очищенная от вредных для катализатора примесей - серы, азота и металлов. Катализаторы процесса каталитического крекинга - это алюмосиликаты, содержащие до 15-20% цеолита типа У или его модификаций. Внешне представляют собой порошок из микросферических частиц диаметром от 0,05 до
Современные промышленные установки каталитического крекинга бывают следующих типов: с движущимся слоем крупногранулированного катализатора (Средний размер частиц 2-
Первая отечественная установка каталитического крекинга Г-43-107 была построена по проекту Грозгипронефтехима и введена в эксплуатацию в 1983 году. Набор технологических процессов в составе комбинированной установки:
Ø Гидроочистка сырья;
Ø Каталитический крекинг;
Ø Абсорбция, стабилизация и газофракционирование;
Ø Аминная очистка газов;
Ø Утилизация тепла и теплоснабжение;
Ø Очистка дымовых газов от катализаторной пыли.
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
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
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»
