Реферат: Нефть: происхождение, состав, методы и способы переработки - текст реферата. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Реферат

Нефть: происхождение, состав, методы и способы переработки

Банк рефератов / Химия

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Реферат
Язык реферата: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 163 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникального реферата

Узнайте стоимость написания уникальной работы

31 Содержание: I Введение 2 II Основные нефтегазоносны е провинции России 3 1. Западно-Сибирская 3 2. Волго-Уральская 4 3. Тимано-Печерская 4 4. Нефтяной комплекс Рос сии 5 5. Транспортировка нефти трубопроводами 6 III Происхождение нефти 8 1. Современный взгляд 8 2. Другие теории образования нефти 8 IV . Состав нефти 11 1. Состав нефти и хим ические свойства 11 2. Физические свойства 13 V . Методы и способы переработки нефти 15 1. Подготовка нефти к переработка . 15 2. Сортировка и смешивание нефти 16 3. Выбор направления переработки нефти 17 4. Принципы первичной переработки нефти 18 5. Перегонка нефти 18 6. Устройство и действие ректификационной колонны 20 7. Устройство ректификационных тарелок 23 8. Крекинг нефти 23 9. Термический крекинг 24 10. Каталитический крекинг 25 11. Риформинг 26 VI . Использование продуктов перераб отки нефти 28 VII . Заключение 30 VIII . Список литературы 30 Приложения I . Введени е. Бурный научно-технический про гресс и высокие темпы развития различных отраслей науки и мирового хозя йства в XIX – XX вв. привели к резкому увеличению потреб ления различных полезных ископаемых, особое место среди которых заняла нефть. Считают, что современный термин “нефть” произошел от слова “нафата”, что на языке народов Малой А зии означает просачиваться. Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры. Испол ьзовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали асф альт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использова лись для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав “ греческого огня”. В средние века нефть использовалась для освещения в ря де городов на Ближнем Востоке, Южной Италии. В начале XIX века в России, а в середине XIX века в Америке из нефти путем возгонки б ыл получен керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX века нефть добывалась в небольших коли чествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхн ость. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового двигателя п ривело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности. Современный уровень цивилиза ции и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, кото рую предоставляет нам нефть. Сегодня она имеет несколько значений для народного хозяйств а страны: · сырье для нефтехимии в про изводстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственн ых тканей; · источник для выработки мо торных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материало в (битумы, гудрон, асфальт); · сырье для получения ряда б елковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для сти муляции его роста. Нефть – наше национальное б огатство, источник могущества России , фундамент ее экономики. II . Основн ые нефтегазоносные провинции в Российской Федерации. Р оссия занимает промежуточное положение между полюсами “сверх потребит еля” – США и “сверх добытчика” – Саудовской Аравии. В настоящее время н ефтяная промышленность Российской Федерации занимает 2 место в мире. По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии. В 2002 году добыто угле водородов: нефти – 379,6 млн.тонн, природного газ а – 594 млрд.м 3 . На территории Российской Федерации находятся три крупные нефтег азоносные провинции: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерс кая. 1. Западно-Сибирская провинция. Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в м ире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тю менской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинско й, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью ок оло 3,5 млн. км 2 Нефтегазоносность бассе йна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть неф тяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (д о 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повыше нное количество летучих веществ. С ейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Осно вной ее объем извлекается насосным способом, на долю фонтанной добычи пр иходится не более 10%. Из этого следует, что основные месторождения находят ся на поздней стадии разработки, что заставляет задуматься над важной пр облемой топливной промышленности - старением месторождений. Этот вывод подтверждается и данными по стране в целом. В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторож дений. Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоро вское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминско е, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В ре спубликанском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным га зом. В Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляе т более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по Р оссии. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чре звычайно высокая концентрация в ведущем районе. Для нефтяной промышленности Тюменской области характерно снижение объ емов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415,1 млн. т, к 1990 году нефтедобыча сни зилась до 358,4 млн. т, то есть на 13.7%, причем тенденция падения добычи сохраняет ся и сейчас. Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, э то – ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, СИДАНКО, ТНК. 2. Волго-Уральская провинция. Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральск ая. Она расположена в восточной части Европейской территории Российско й Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а та кже Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Ки ровской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что неско лько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобыч и страны. Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Б ашкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Р омашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительн ая часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносно й области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающи е заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской облас ти, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренб ургской). Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской п ровинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК. 3. Тимано-Печерская провинция. Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Пече рская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Арх ангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с се верной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остал ьными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Ф едерации (Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%). Добыча нефти ведется на м есторождениях Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-грубешорское, Ярегское, Нижне-Омринское, Возейское и другие. Тимано-Печорский район, ка к Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспекти вным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономно м округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с запа дносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. тонн нефти. Почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных район ов отличаются своими особенностями по составу нефти и поэтому вести пер еработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообраз но. Нужно учитывать уникальный состав нефти для достижения максимально й эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать зав оды под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимос вязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако р азвал Советского Союза обусловил появление новой проблемы – разрыв вн ешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (об ъем переработки в 2002 году составил – 184 м лн. тонн), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепроду кты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при перехо де на нефть, которая ранее транспортировалась на заводы соседних респуб лик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта. 4. Нефтяной комплекс России . Следует учитывать, что в Российской Федерации после сем идесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ух удшаются. Так, например, по геологическим условиям средний дебит одной н овой скважины в Тюменской области упал с 138 т в 1975 г. до 10-12т в 1994 г., т.е. более чем в 10 раз. Значительно возросли затраты финансовых и материально-техническ их ресурсов на создание 1 т новой мощности. Нефтяной комплекс России вклю чает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефт еперерабатывающих заводов (НПЗ) общей мощностью около 300 млн.т/год нефти, а также большое количество других производственных объе ктов. На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отрас лей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обс луживания – около 20 тыс. человек. Высокопродуктивные запасы крупных месторождений выраб отаны более, чем на половину, и по крупным залежам происходит интенсивно е снижение объемов добычи нефти. Например, Арланское мес торождение (Башкирия) выработано на 77,5%, а Мортымья-Тетеревско е (Западная Сибир ь) – на 95%. Практически весь фонд нефтяных скважин переведен с фонтанного на механизированный способ добычи. Начался массовый ввод в разработку м елких, низкопродуктивных месторождений. Указанные факторы вызвали рез кий рост потребностей отрасли в материальных и финансовых ресурсах для своего освоения, выделение которых в условиях экономического и политич еского кризиса России в 90-х годах было сокращено. Геологический разрез нефтеносной залежи. Нефть залегает в земле, заполняя пустоты между частица ми различных горных пород. Для добывания её бурят скважины. Если нефть бо гата газами, она под их давлением сама поднимается на поверхность, если ж е давление газов для этого недостаточно, в нефтяном пласту создают искус ственное давление путём нагнетания туда газа, воздуха или воды. 5. Транспортировка нефти трубопроводами . В настоящее время география нефтеперерабатывающей пр омышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому зад ачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепровод ов. Нефтеперерабатывающие заводы располагаются во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она и з мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цис тернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепр оводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепрово дов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. тонн в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч. По эффективности с нефтепроводам и могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспорти ровке (доставке). По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 ра за превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге. Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупаетс я за 2-3 года. Характерной особенностью развития нефтепроводного транспо рта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью. Сейчас по грузообороту трубопроводного транспорта Росс ия стоит на первом месте. Протяженность нефтепроводов составляет 66000 км. С троительство магистральных нефтепроводов продолжается и в настоящее в ремя. Так, например, в 2001 году введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода КТК на 28 млн.т/год (максимальная мощность – 65 млн.тонн) , диаметром 1490 мм и протяженностью 1500 км , связываю щая нефтяные месторождения юга России и западного Казахстана с термина лом на Черноморском побережье в г.Новороссийске. III . Происхож дение нефти. 1. Современный взгляд . Вопросы об исходном веществе, из которого образовалась н ефть, о процессах нефтеобразования и формирования нефти в концентриров анную залежь, а отдельных залежей в месторождения до сего времени ещё не являются окончательно решёнными. Существует множество мнений как об ис ходных для нефти веществах, так и о причинах и процессах, обусловливающи х её образование. В последние годы благодаря трудам главным образом сове тских геологов, химиков, биологов, физиков и исследователей других специ альностей удалось выяснить основные закономерности в процессах нефтео бразования. В настоящее время установлено, что нефть органического прои схождения, т.е. она, как и уголь, возникла в результате преобразования орга нических веществ. Наиболее благоприятные условия для формирова ния нефти – морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась сапропе ль – глинистая почва, перемешанная с органиче скими останками умерших рыб, водорослей, моллюсков и прочей живности. В ней шл а биохимическ ая стадия образования нефти . Микроорганизмы при ограниченном доступе кисло рода перерабатывали белки, углеводы и т.д. При этом образовывался метан, у глекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная стадия происходила в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок уплотнился: произошел диаге нез. Вследствие природных процессов дно моря о пускалось, а сапропель накрывали материалы, которые из-за природных разр ушений или потоками воды сносились с гор. Орган ика попадала в застойные, бескислородные условия. Когда сапропель опуст илась до глубины в 1,5 км, подземная температура достигла 100° C и стала достаточной для нефтеобразован ия. Начинаются химические реакции между вещес твами под действием температуры и давления. Сложные вещества разлагают ся на более простые. Биохимические процессы затухают. Потом породу должна накрыть соль (в Прикаспийской впадин е ее толщина достигает 4 км) или глина . С увеличением глубины растет содержание рассеянной неф ти. Так, на глубине до 1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5-8,5 км идет обр азование жидких углеводородов – микронефти – при температуре от 60 до 160 °С. А на больших глубинах при температуре 150-200°С образуется метан. По мере у плотнения сапропели микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс перв ичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещает ся вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является периодом ф ормирования самого месторождения. Весь процесс занимает сотни миллионов лет. 2. Другие теории образования нефти. Один из первых, кто высказал научно обоснованн ую концепцию о происхождении нефти, был М.В. Ломоносов. В середине XVIII века в своём тракте «О слоях земных» великий русский учён ый писал, что нефть произошла из каменного угля. Исходное вещество было о дно: органический материал, преобразованный сначала в уголь, а потом в не фть. М.В. Ломоносов пер вый указал на связь между горючими полезными ископаемыми – углём и нефтью и выдвинул пер вую в мире гипотезу о происхождении нефти из растительных остатков. В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к представлен иям М.В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг исходного матер иала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 г. постави ли опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмо в. Была произведена перегонка сельдевого жира при температуре 400 °С и давл ении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вод а , жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнан о масла (299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/см 3 , с остоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета. Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ (от пентана до нон ана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины и аромати ческие УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н.Д. Зелинским был осуществлен похожи й опыт, но исходным материалом служил органогенный ил преимущественно р астительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш. При его перегонк е были получены: сырая смола – 63,2 %; кокс – 16,0%; газы (метан, оксид углерода, водород , сероводород) – 20,8 %. При последующей пер еработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла. В конце XIX в., когд а в астрономии и физике получило развитие применение спектральных мето дов исследования и в спектрах различных космических тел были обнаружен ы не только углерод и водород, но и углеводороды, русский геолог Н.А. Сокол ов выдвинул космическую гипотезу образования нефти. Он предполагал, что когда земля была в огненно-жидком состоянии, то углеводороды из газовой оболочки проникли в массу земного шара, а впоследствии при остывании выд елились на его поверхности. Эта гипотеза не объясняет ни географическог о, ни геологического распределения нефтяных месторождений. Академик В.И. Вернадск ий обратил внимание на наличие в нефти азотистых соединений, встречающи хся в органическом мире. Предшественники академика И.М. Губкина, русские геологи Андрусов и Михай ловский также считали, что на Кавказе нефть образовалась из органическо го материала. По мнению И.М. Губкина, родина нефти находится в области древ них мелководных морей, лагун и заливов. Он считал, что уголь и нефть – чле ны одного и того же генетического ряда горючих ископаемых. Уголь образуется в болотах и пресноводных водоёмах, как правило, из высш их растений. Нефть получается главным образом из низших растений и живот ных, но в других условиях. Нефть постепенно образовывалась в толще разли чных по возрасту осадочных пород, начиная от наиболее древних осадочных пород – кембрийских, возникших 600 млн. лет назад, до сравнительно молодых – третичных слоёв, сложившихся 50 млн. лет назад. Накопление органическог о материала для будущего образования нефти происходило в прибрежной по лосе, в зоне борьбы между сушей и морем. По вопросу об исходном материале существовали разные мнения. Некоторые учёные полагали, что нефть возникла из жиров погибших животных (рыбы, пла нктона), другие считали, что главную роль играли белки, третьи придавали б ольшое значение углеводам. Теперь доказано, что нефть может образоватьс я из жиров, белков и углеводов, т.е. из всей суммы органических веществ. И. М. Губкин дал критич еский анализ проблемы происхождения нефти и разделил органические тео рии на три группы: теори я , где преобладающая роль в образовании нефти отводится по гибшим животным; теори я , где преобладающая роль отводится погибшим растениям, и, наконец, теори я смеша нного животно-растительного происхождения нефти. Последняя теория, детально разработанная И.М. Губкиным, носит название сапропелитовой от сло ва “сапропель” – глинистый ил – и является господствующей. В природе ш ироко распространены различные виды сапропелитов. Различие в исходном органическом веществе является одной из причин сущ ествующего разнообразия нефтей. Другими причинами являются различие т емпературных условий вмещающих пород, присутствие катализаторов и др., а также последующие преобразования пород, в которых заключена нефть. В СССР были проведены исследования, в результате которых удалось устано вить роль микроорганизмов в образовании нефти. Т.Л. Гинзбург-Карагичева, открывшая присутствие в нефти разнообразнейших микроорганизмов, приве ла в своих исследованиях много новых, интересных сведений. Она установил а, что в нефтях, ранее считавшихся ядом для бактерий, на больших глубинах и дёт кипучая жизнь, не прекращавшаяся миллионы лет подряд. Целый ряд бактерий живёт в нефти и питается ею, меняя, таким образом, химич еский состав нефти. Академик И.М. Губкин в своей теории нефтеобразования придавал этому открытию большое значение. Гинзбург-Карагичевой устано влено, что бактерии нефтяных пластов превращают различные органически е продукты в битуминозные. Под действием ряда бактерий происходит разложение органических вещест в и выделяется водород, необходимый для превращения органического мате риала в нефть. IV . Состав не фти. 1. Состав нефти и химиче ские свойства. Нефть – это горная порода. Она относ и тся к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, и звестняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода – это твердое вещество, из которого состоит з емная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие пород ы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти – способность гореть. В зависимости от месторождения нефть имеет различны й качественный и количественный состав. Нефти состоят главным образом и з углерода – 79,5-87,5% и водорода – 11,0-14,5% от массы нефти. Кроме них в нефтях прису тствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обы чно составляет 0,5-8%. В незначительных концентрациях в нефтях встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, м арганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий. Их общее содержание не превышает 0,02-0,03% от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот н аходятся в нефтях только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода. В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений. Главную часть н ефтей составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. П о углеводородному составу все нефти подразделяются на: 1) метаново-нафте новые, 2) нафтеново-метановые, 3) ароматическо-нафтеновые, 4) нафтеново-арома тические, 5) ароматическо-метановые, 6) метаново-ароматические и 7) метаново- ароматическо-нафтеновые. Первым в этой классификации ставится названи е углеводорода, содержание которого в составе нефти меньше. Метановые УВ (алкановые и ли алканы) химически наиболее устойчивы, они относятся к предельным УВ и имеют формулу C n H 2 n +2 . Если количество атомов углерода в молек уле колеблется от 1 до 4 (СН 4 -С 4 Н 10 ), то УВ предс тавляет собой газ, от 5 до 16 ( C 5 H 16 - C 16 H 34 ) то это жидкие УВ, а если оно выше 16 (С 17 Н 36 и т.д.) – тве рдые (например, парафин). Нафтеновые (циклановые или алициклические) УВ ( C n H 2 n ) имеют кольчатое строение, по этому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи угл ерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти облада ют устойчивыми свойствами. Ароматические УВ, или арены (С n Н n ), наиболее бедны водородом. Мо лекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они так и назы ваются – ненасыщенными, или непредель ными УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении. Наряду с углеводородами в неф тях присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти к лассы объединяют в одну группу гетеросоединений (греч. “гетерос” – друг ой). В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которы х к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и ки слород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернист ых соединений – меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запа хом. С металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В н ефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводоро дным радикалам присоединена группа SH . Метилмеркап тан. Меркаптаны разъедают трубы и друг о е металлическое оборудование бу ровых установок и промысловых объектов . В нефтях так же выделяют неуглеводородные соединения: асфальто-смолист ую части, порфирины, серу и зольную часть. Асфальто-смолистая част ь нефтей – это темноокрашенное вещество. Оно частично растворяется в бе нзине. Растворившаяся часть называется асфальтеном, нерастворившаяся – смолой. В составе смол содержится кислород до 93 % от общего его количест ва в нефтях. Порфирины – особые азотистые соединения органического происхо ждения. Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных. При температуре 200-250 о С порфи рины разрушаются. Сера широко распространена в нефтях и в углеводородном газе и сод ержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее колеблется от 0,1% до 5% , но бывает и значительно больше . Так, например, в га зе Астраханского месторождения содержание Н 2 S достигает 24 % . Зольная часть – остаток, получающийся при сжигании неф ти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, вана дий, иногда соли натрия. Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%) – C n H 2 n -1( COOH ), фенолов (не более 1%) – C 6 H 5 OH , а также жир ных кислот и их производных – C 6 H 5 O 6 ( P ). Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов – 16%. Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениям и элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфал ьтены нерастворимы в метановых углеводородах, частично растворимы в на фтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы со держатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют. 2. Физические свойства. Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричне вого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой фл ю оресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97 г/см 3 ), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см 3 , до тяже лой 0,98-1,05 г/см 3 ). Нефть и ее производные обл адают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкост ь нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Темп ература кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводоро дов и колеблется от 50 до 550°С. Различные компоненты нефти переходят в газообразное сос тояние при различной температуре. Легкие нефти кипят при 50– 100°С, тяжелые – при температуре более 100°С. Различие температур кипения углеводородов используется для разделени я нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180 - 200°С выкипают углеводороды бенз иновой фракции, при 200 - 250 °С – лигроиновой, при 250 - 315°С – керосиново-газойлевой и при 315 - 350°С – масляной. Остаток предста влен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углевод ороды, содержащие 6 - 10 ат омов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C 11 - C 13 , газойлев ая – C 14 - C 17 . Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м 3 нефти может раство риться до 400 м 3 горючи х газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и пр иродных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне н езначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренн ой при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется отн осительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с отн осительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотность ю свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклически е углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти облада ют меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов , тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различаю т динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью назы вается внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению об щего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и д альнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической в язкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды . Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При сопр икосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаим одействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способн а вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефте отдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещест ва (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием уль трафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти све тятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется пр и поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное соп ротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов. V . Методы и способы перераб отки нефти. 1. Подготовка нефти к переработке. Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, со держит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не пр евышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увели чением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обво днение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторы х старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефт и, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в н ефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопр оводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб неф тепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодиль никах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зол ьность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует обр азованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортиров ки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан , пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выки пающих до 100°С. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработк и, добываемая нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию не фти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения н ефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают пу тем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, чт о сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем сл учае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в ко торых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчай ших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидро фильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречае тся гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии пр едшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмул ьгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являют ся хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органиче ских кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов м еталлов и т.п., легче смачиваемые нефтью чем водой. Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий: · механический: отстаивание – применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Ра сслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей ком понентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давление м 8-15 атмосфер в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды. центрифугирование – отделение механ ических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленн ости применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 350 д о 5000 в мин., при производительности 15-45 м 3 / ч каждая. · химический: разрушение эмул ьсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ – де эмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением дей ствующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) раство рением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической ре акции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяетс я чаще механического, обычно в сочетании с электрическим. · электрический: при попадании нефтяной эмуль сии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие н а поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что прив одит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. У становки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ – электроочистительн ые установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 атмосфер, примен яют группами по 6-8 шт. с производительностью 250-500 т нефти в сутки каждая. В соч етании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространен ие в промышленной нефтепереработке. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти. 2. Сортировка и смешивание нефти. Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отли чаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бен зиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентраци ей ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэто му имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других не фтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и и меют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей техноло гической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качест венных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранен ия с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторож дения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысл овое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по ф изико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и на правляют на совместную переработку. 3. Выбор направления переработки нефти. Выбор направления переработки нефти и ассортимента по лучаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами н ефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей по требности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных в арианта переработки нефти: · топливный, · топливно-масляный, · нефтехимический. По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих техноло гических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стре мятся получить максимально возможный выход высококачественных и автом обильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактив ных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к мини муму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрон а получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риф орминг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, напри мер коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой перераб отке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива. По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами по лучают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбир ают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом с лучае для выработки высококачественных масел требуется минимальное ко личество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипаю щие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подверга ю тся очистке избирательными растворителями: фенолом или фу рфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углев одороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилке тона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими гл инами. Последние технологии получения масел используют процессы гидро очистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриа льные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) в ыделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом о бразуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обра ботке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс. Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукц ии и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высоки ми капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство ко торых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехими ческую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти предста вляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подго товка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углев одородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются с ложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным прои зводством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтет ических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, э фиров и многих других химикалий. 4. Принципы первичной переработки нефти. Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температур е кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотис тые органические соединения. Для производства многочисленных продукто в различного назначения и со специфическими свойствами применяют мето ды разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы перераб отки нефти: · к первичным относят про цессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продукт ов и полупродуктов – перегонка нефти; · ко вторичным относят пр оцессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, пред назначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямо й перегонке нефти. 5. Перегонка нефти. Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонк и нефти. Завод Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труб а через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая бочка – приёмник для керосина. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным ис парением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до опр еделенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу . Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным на греванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответств ующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенн ым испарением в основном применяют в лабораторной практике для получен ия особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью. Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получени я нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термическ ого распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосф ерном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаю тся более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньши м крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепере работки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающи х заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (термического и каталитического крекинга, рифо рминга). В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на непре рывно действующих трубчатых установках. У них устраивается трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооруж аются огромные ректификационные колонны, а для приёма продуктов перего нки выстраиваются целые городки резервуаров. Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый ст альной трубопровод. Длина труб в печах достигает киломе тра. Когда завод работает, по этим труб ам непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть с большой скоростью – до двух метров в секунду. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё при помощи ф орсунок. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370°. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар. Так как нефть – это смесь углево дородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кип ения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин ( t кип 9 0-200 °С), лигроин ( t кип 150- 230°С), керо син ( t кип 180-300 °С), легкий газойль – соляровое масло ( t кип 230-350 °С), тяжелый газойль ( t кип 350-430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – ма зут ( t кип выш е 430 °С ). Мазут подвергают дальней шей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предуп редить разложение) и выделяют смазочные масла. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевик е какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере пов ышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в рав новесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. После дний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отде ляется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократ ных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом эта пе. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испар ением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испар ением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то мето д однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой темп ературе нагрева нефти 350-370°С (при более высокой температуре начинается ра зложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по ср авнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти ф ракций, выкипающих выше 350-370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использов ание в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в со четании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высок ой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и эконо мичного расходования топлива на нагрев сырья. 6. Устройство и действие ректификационной тарельчат ой колонны. В зави симости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восх одящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колон ны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от дав ления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмос ферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бе нзина. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном прим еняют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов. Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на ри сунке. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступае т в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагрев ается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательн ую секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти пер еходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде па рожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате с нижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза от деляется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает в низ. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны. В р ектификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которы х осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей ж идкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнег о продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается на верхнюю та релку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящ ими компонентами. Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной ча сти колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо и спаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, подн имаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фа зой, обогащает последнюю высококипящими компонентами. В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, сни зу – высококипящий остаток. Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керос ина, инертный газ, чаще всего – водяной пар. В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парц иальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипени я. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидко й фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояни е и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар прох одит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10-20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сыр ья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350-450°С под давлением 2-3 атмосферы). Влияние водяного пара заключается в следующем: · интенсивно перемешива ется кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углево дородов; · создается большая пове рхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь м ножества пузырьков водяного пара. Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу коло нны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтоб ы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние. В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа проис ходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегрет ого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рацио нально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т.к. серни стые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию апп аратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонк е нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогаз овой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отг оняемого нефтепродукта от газового потока. Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фра кции – лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает примене ние открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и ва куумсоздающей аппаратуры и, в то же время, избавляет от указанных сложно стей работы с инертным газом. Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относител ьное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаря ющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качес тве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газо йлевую фракцию. В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350-370 °С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимально го количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает темпера туру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410-420°С отобрать дист илляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное да вление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углево дородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистиллято ров разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижа я перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные у становки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных ко лоннах 20 мм рт. ст. и ниже. Рассмотренные методы перегонки нефти дают достаточно четкие разделени я компонентов, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракц ий требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96-99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол, толу ол, ксилол и др.) 7. Устройство ректификационных тарелок. В та рельчатых колоннах 1 для повышения площади соприкосновения потоков пар а и флегмы применяют большое число (30-40) тарелок специальной конструкции. Ф легма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегород ки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уров ень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток пос тупающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаи мное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров с низу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар прох одит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока. Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каск адные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию т арелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степ ень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, нео бходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилак тических и ремонтных работ и др.) 8. Крекинг нефти. При первичной перегонке нефть подвергается только физич еским изменениям. От неё отгоняются лёгкие фракции, т. е. отбираются части её, кипящие при низких температурах и состоящие из разных по величине уг леводородов. Сами углеводороды остаются при этом неизменёнными. Выход бензина, в этом случае, составляет лишь 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить всё возрастающий спрос на не го со стороны авиации и автомобильного транспорта. При крекинге нефть подвергается химическим изменениям. Меняется строение углеводородов. В аппаратах крекинг-заводов происходят сложны е химические реакции. Выход бензина из нефти значительно увеличивается ( до 65-70 %) путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, нап ример, в мазуте, на углеводороды с меньшей относительной молекулярной ма ссой. Такой процесс называется крекингом (от англ. crack – расщеплять). Крекинг изобрёл русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение Шухова нача ли применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углев одородов, содержащихся в нефти, в результате которого образуются углево дороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле. Процесс ведётся при более высоких температурах (до 600 о ), часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов раздр обляются на более мелкие. Аппаратура крекинг-заводов в основном та же, что и для перегонки не фти. Это – печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другое – мазут. Мазут – остаток первичной перегонки – густ и тяжёл, его удельный вес близок к единице. Это потому, что он состоит из сложных и круп ных молекул углеводородов. Когда на крекинг-заводе мазут снова подверга ется переработке, часть составляющих его углеводородов раздробляется на более мелкие. А из мелких углеводородов как раз и составляются лёгкие нефтяные продукты – бензин, керосин, лигроин. 9. Термический крекинг. Расщепление молекул углеводородов протекает при боле е высокой температуре (470-550°С) и давлении 2-7 МПа. Процесс протекает медленно, образуются углеводороды с нер азветвленной цепью атомов углерода. Таким способом получают главным об разом автомобильный бензин. Выход его из нефти достигает 70%. В бензине, полученном в результате термического крекинга, наряду с преде льными углеводородами, содержится много непредельных углеводородов. П оэтому этот бензин обладает большей детонационной стойкостью, чем бенз ин прямой перегонки. В бензине термического крекинга содержится много непредельных углевод ородов, которые легко окисляются и полимеризуются. Поэтому этот бензин м енее устойчив при хранении. При его сгорании могут засориться различные части двигателя. Для устранения этого вредного действия к такому бензин у добавляют окислители. Если в нагреваемую на сильном пламени трубку (заполненную железн ыми стружками для улучшения теплопередачи) пускать из воронки по каплям керосин или смазочное масло, очищенные от непредельных углеводородов, т о в U -образной трубке вскоре будет собираться жидкость, а в цилиндре над водой – газ. Полученная жидк ость, в отличие от взятой для реакции, обесцвечивает бромную воду, т.е. сод ержит непредельные соединения. Собранный газ хорошо горит и также обесц вечивает бромную воду. Результаты опыта объясняются тем, что при нагревании п роизошёл распад углеводородов, например: C 16 H 34
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
Обезьяна стала человеком, когда взяла в руку палку.
И стала чиновником, когда начала совать палки в колёса.
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Обратите внимание, реферат по химии "Нефть: происхождение, состав, методы и способы переработки", также как и все другие рефераты, курсовые, дипломные и другие работы вы можете скачать бесплатно.

Смотрите также:


Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru