Теоретические основы переработки нефти.

Курсовая работа

по дисциплине

«Экономика корпорации»

 

на тему:

«Оценка потенциала компании ОАО «Башнефть»»

 

 

Выполнил студент

очной формы обучения

специальности менеджмент организации

специализации международный бизнес химических товаров

3 курса 1 группы _______________ В.В. Шевчук

(подпись)

 

Руководитель работы _______________ Н.В.Зиньковская

к.э.н. профессор (подпись)

 

 

Москва-2011

Содержание

Введение……………………………………………………………………..3

1.Теоретическая часть………………………………………………………4

1.1.История переработки…………………………………………………..4

1.2.Теоретические основы переработки нефти…………………………..7

1.3.Требования к качеству нефти………………………………………..14

1.4.Виды нефтепродуктов………………………………………………..18

2.Аналитическая часть……………………………………………………..23

2.1.История компании……………………………………………………..23

2.2.Нефтепереработка и нефтехимия……………………………………..26

2.2.1.ОАО «Новойл»………………………………………………………30

2.2.2.ОАО «Уфанефтехим»……………………………………………….33

2.2.3.ОАО «Уфаоргсинтез»……………………………………………….36

2.2.4.ОАО «УНПЗ»………………………………………………………..38

2.3.Продажа нефтепродуктов……………………………………………...41

3.Практическая часть……………………………………………………….49

3.1.Предполагаемое развитие ОАО «Башнефть»………………………..49

Заключение…………………………………………………………………55

 

ВВЕДЕНИЕ

Роль нефти в мировой экономике исключительно велика. Нефть и продукты ее переработки используются почти во всех отраслях народного хозяйства: на транспорте и в медицине, в судостроении и сельском хозяйстве, текстильной промышленности и энергетике. Нефть служит в основном дешевыми источниками энергии, но с развитием химической промышленности они все более широко используются в качестве химического сырья. Сейчас из нефти получают самые разнообразные продукты: синтетические волокна, пластмассы, органические кислоты, бензины, спирты, синтетические растворители и многое другое.
В настоящее время определились три основных направления использования нефти: получение энергетического сырья, получение материалов с заданными свойствами и получение химических и фармацевтических продуктов. Нефть создала не только новый уровень производительных сил общества, но и создала новую науку нефтехимию, возникшую на стыке органической химии, химии нефти и физической химии.

В настоящее время для нефтепереработки России характерны следующие проблемы: низкая глубина переработки нефти, высокая изношенность основных фондов, низкое качество нефтепродуктов.

В данной курсовой работе мы рассмотрим основную характеристику и динамику развития компании «Башнефть», изучим подробнее стратегию развития. Целью курсовой работы будет оценка потенциала компании «Башнефть»

 

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ИСТОРИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

Во второй половине XIX—начале XX века зародилась и получила широкое развитие нефтеперерабатывающая промышленность. В 1870 г. мировая добыча нефти составляла 0,7 млн тонн, в 1913 г. она достигла 52,3 млн тонн. Вначале из нефти получали керосин, затем — керосин и масла, позже — керосин, масла и бензин.
Еще в 1823 г. русским крепостным мастерам братьям Дубининым удалось осуществить перегонку нефти на довольно крупной заводской установке. Она представляла собой железный куб емкостью 40 ведер, вмазанный и кирпичную печь. Куб накрывался медной крышкой. От крышки куба отходила медная труба через деревянный резервуар, наполненный водой. Этот резервуар играл роль холодильника, из которого по трубе выводился продукт перегонки в деревянное ведро.
Процесс перегонки осуществлялся следующим образом: куб, наполненный нефтью, нагревался от печи. Образовавшиеся при этом пары нефти устремлялись по медной трубе. При прохождении трубы через холодильник пары в ней конденсировались, в результате получался новый продукт — осветительное масло, нечто вроде современного керосина. В процессе перегонки использовалось свойство нефти разлагаться под влиянием нагревания на составляющие ее компоненты. При этом из 40 ведер нефти получалось 16 ведер керосина.
Способ Дубининых был крайне примитивен, однако в дальнейшем он развился в так называемый термофизический способ разделения нефти. Установка братьев Дубининых была первым нефтеперегонным «заводом», прототипом нефтеперегонных заводов, появившихся в России и в США в 60—70-х годах XIX века. В 1837—1839 годах в пригороде Баку Балаханы Н. И. Воскобойниковым был построен завод для перегонки бакинской нефти. В начале второй половины XIX в. быстро совершенствуется техника добычи нефти, что послужило мощным толчком к развитию техники нефтепереработки. В конце 50-х годов XIX в. в Европе и Америке уже работал ряд предприятий по производству керосина, предназначенного главным образом для освещения. В 1858 г. близ Баку был построен большой завод для получения керосина из нефти. Оборудование его мало чем отличалось от установки Дубининых. При строительстве новых перегонных заводов вводился ряд усовершенствований в перегонную систему, увеличивалась емкость перегонных кубов, однако в основе перегонки оставался тот же куб периодического действия с весьма низкой производительностью и с крайне неблагоприятным тепловым балансом.
В 1859 г. в Сураханах близ Баку промышленники В. А. Кокорев, Н. Е. Торнау и П. И Губонин построили завод для получения фотогена (керосина) из кира — горной породы, представлявшей собой смесь загустевшей нефти или асфальта с песком или глиной. На заводе проводилась кислотно-щелочная очистка фотогена.
Конец XIX в. характеризовался возрастающим спросом на, нефтяные продукты. Необыкновенно быстрый рост парка машин и станков, а также бурное развитие железнодорожного транспорта привели к резкому увеличению спроса на смазочные минеральные масла. Перед нефтеперерабатывающей промышленностью встала проблема более глубокого разделения нефти с целью выделения технически ценных продуктов, в первую очередь масел.
Проблемой глубокого разделения нефти с конца 70-х годов XIX в. занимались во многих странах Европы и в США. В этот период были созданы самые разные аппараты, улучшающие работу нефтеперерабатывающих заводов. Однако первенство здесь принадлежит русским инженерам. Один из первых нефтеперегонных аппаратов создал русский инженер А. Тавризов в 1874 г.
В 1882 г. Д. И. Менделеев сконструировал и установил на Кусковском нефтеперегонном заводе под Москвой первый куб непрерывного действия, который отличался несложной конструкцией и поэтому быстро нашел заводское применение. Это был, в сущности, куб, оборудованный устройством для непрерывной подачи. В 1883 г. на заводе Нобеля в Баку вводится в действие первая кубовая батарея, состоявшая из ряда кубов непрерывного действия, работавших по принципу куба Менделеева. Вскоре эта кубовая батарея была значительно усовершенствована инженерами Шуховым, Инчиком, Хохловым, Кушелевским, в результате чего производительность батареи резко возросла.
Кубовая батарея под названием Нобелевская получила широкое распространение не только в России, но и во всем мире. К 1900 г. кубы непрерывного действия заняли господствующее положение в нефтепереработке, вытеснив кубы периодического действия. Это был технический переворот, позволивший не только резко повысить производительность нефтеперегонных заводов, но и более глубоко производить разделение нефти, тем самым намного повысив степень ее использования.
Кубовая батарея давала не только керосин превосходного качества, в ней утилизировались и нефтяные остатки. Мазут в батарее подвергался дальнейшей перегонке с целью выделения смазочных масел различных сортов. Из отходов керосинового производства в результате перегонки мазут превратился в ценное сырье для получения нового продукта — смазочных масел, которые были значительно ценнее керосина и употреблялись исключительно для технических целей: смазывания трущихся частей машин.
В XX в. перед нефтеперерабатывающей промышленностью встала новая проблема — получение бензина. С изобретением и распространением двигателя внутреннего сгорания, работающего на жидком топливе, бензин, считавшийся до того времени отходом нефтепереработки, стал ценнейшим продуктом. С 1902-го по 1912 г. мировое потребление бензина возросло с 3276 тонн до 376,8 тыс. тонн, т. е. в 115 раз.
В период 1900—1913 годов бензин в основном производился путем простой перегонки нефти. При получении бензина применялся физический способ разделения — последовательное испарение с последующей конденсацией и отбором более легких фракций нефти, что позволило выделять содержащиеся в нефти продукты только в известных температурных пределах (от 780 до 300 °С). Бензин при этом получался низкого качества и в небольших количествах. Поэтому по мере роста потребности в нефтяных продуктах возникла необходимость в новом химическом способе переработки нефти, который позволил бы значительно повысить выход бензина.
Над этой проблемой в течение последней четверти XIX в. и вплоть до Первой мировой войны работали ученые многих стран. Соединенными усилиями ученых-химиков и инженеров Европы и Америки к началу Первой мировой войны был разработан крекинг-процесс, то есть процесс глубокой переработки нефти.
Крекинг-процессом называется процесс получения бензина и легких моторных топлив из нефти путем разложения (расщепления) молекул тяжелых углеводородов под действием высоких температур и давления. При крекинге выделяется значительное количество газообразных продуктов, которые в настоящее время являются ценнейшим сырьем как для органического синтеза вообще, так и для синтеза компонентов высокооктанового топлива. Изобретение крекинг-процесса связано с именами русских ученых и инженеров. Еще в 1876 г. высокотемпературный крекинг некоторых фракций кавказских нефтей осуществили русские инженеры А. А. Летний и А. А. Курбатов. В 1887 г. К. М. Лысенко и П. П. Алексеев построили в Баку заводскую установку для получения керосина путем термической переработки масляного гудрона.
Знаменитый русский инженер и изобретатель В. Г. Шухов совместно с Гавриловым в 1890—1891 гг. сконструировал оригинальную аппаратуру для крекинг-процесса и запатентовал его. В этом аппарате нагревание нефти проходило не в цилиндрических кубах, а в трубах при ее вынужденном движении.
Это изобретение легло в основу современной схемы так называемого термического крекинга. Лишь спустя 20 лет американец Вильям Бартон, использовав по существу открытие Шухова, сделал аналогичное изобретение (крекинг при высоком давлении и температуре). В промышленных масштабах крекинг-процесс был освоен лишь в 1916 г. в США.
Термический крекинг явился первым методом химической переработки нефти. Первые установки термического крекинга под давлением подвергались затем значительным усовершенствованиям. Помимо того в нефтепереработке большую роль играет каталитический крекинг с использованием специальных катализаторов.
Разработка каталитического крекинг-процесса стала важным этапом в развитии химической технологии вообще и в нефтепереработке в частности. Каталитический крекинг обеспечил более рациональные способы получения высококачественного авиационного бензина, что сыграло большую роль в годы Второй мировой войны. Первые промышленные установки каталитического крекинга появились к концу 30-х годов XX в. в результате исследований французского инженера Э. Гудри, которые он проводил в США. Уже в 1937—1938 гг. по методу Гудри были получены первые 20 тыс. т авиационного бензина.
Внедрение промышленного крекинга заложило в 30-х годах основы глубокой химизации нефтепромышленности. В переработке нефти было создано новое направление — нефтехимический синтез. Затем в химическую переработку начали вовлекаться и некоторые жидкие углеводороды, входящие в состав различных нефтяных фракций, среди которых особо ценными являются бензол, толуол и др.

 

Перегонка

На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки.

Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320° С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т.е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции.

Конструкция ректификационных колонн в нефтеперерабатывающей промышленности становится произведением искусства, в котором ни одна деталь не остается без внимания. Путем очень точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т.кип. которых отличается менее чем на 6° С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других – при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже –18° С.

Термический крекинг

Склонность к дополнительному разложению более тяжелых фракций сырых нефтей при нагреве выше определенной температуры привела к очень важному успеху в использовании крекинг-процесса. Когда происходит разложение высококипящих фракций нефти, углерод-углеродные связи разрушаются, водород отрывается от молекул углеводородов и тем самым получается более широкий спектр продуктов по сравнению с составом первоначальной сырой нефти. Например, дистилляты, кипящие в интервале температур 290–400° С, в результате крекинга дают газы, бензин и тяжелые смолоподобные остаточные продукты. Крекинг-процесс позволяет увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки.

Выход кокса определяется природой перерабатываемого сырья и степенью рециклизации наиболее тяжелых фракций.

Как правило, из исходного крекируемого объема образуется примерно 15–25% лигроина и 35–50% газойля (т.е. легкого дизельного топлива) наряду с крекинг-газами и коксом. Последний используется в основном как топливо, исключая образующиеся специальные виды кокса (один из них является продуктом обжига и используется при производстве углеродных электродов). Коксование до сих пор пользуется популярностью главным образом как процесс подготовки исходного материала для каталитического крекинга.

Процесс Гудри.

Исследования Э.Гудри огнеупорных глин как катализаторов привели к созданию в 1936 эффективного катализатора на основе алюмосиликатов для крекинг-процесса.

Среднекипящие дистилляты нефти в этом процессе нагревались и переводились в парообразное состояние; для увеличения скорости реакций расщепления, т.е. крекинг-процесса, и изменения характера реакций эти пары пропускались через слой катализатора. Реакции происходили при умеренных температурах 430–480° С и атмосферном давлении в отличие от процессов термического крекинга, где используются высокие давления. Процесс Гудри был первым каталитическим крекинг-процессом, успешно реализованным в промышленных масштабах.

Целью большинства крекинг-процессов является достижение оптимального выхода бензина. При крекинге происходят распад тяжелых молекул, а также сложные процессы синтеза и перестройки структуры молекул углеводородов. Влияние разных катализаторов различно. Некоторые из них, такие, как оксиды хрома и молибден, ускоряют реакцию дегидрогенизации (отщепление водорода). Глины и специальные алюмосиликатные составы, используемые в промышленном каталитическом крекинге, способствуют ускоренному разрыву углерод-углеродных связей больше, чем отрыву водорода. Они также способствуют изомеризации линейных молекул в разветвленные. Эти составы замедляют полимеризацию (см. ниже) и образование дегтя и асфальта, так что нефти не просто деструктурируются, а обогащаются полезными компонентами.

Риформинг

Риформинг – это процесс преобразования линейных и нециклических углеводородов в бензолоподобные ароматические молекулы. Ароматические углеводороды имеют более высокое октановое число, чем молекулы других углеводородов, и поэтому они предпочтительней для производства современного высокооктанового бензина.

При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в более высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95–205° С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.

Существуют два основных вида риформинга – термический и каталитический. В первом соответствующие фракции первичной перегонки нефти превращаются в высокооктановый бензин только под воздействием высокой температуры; во втором преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов. Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.

Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.

Большинство установок риформинга – это установки с неподвижным слоем. (Процесс каталитического риформинга, в котором используется стационарный катализатор, называется платформингом.) Но под действием давления ок. 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация. Жизнь платинового катализатора сокращается при наличии серы, азота, свинца и других «ядов». Там, где эти компоненты представляют проблему, обычно до входа в реактор проводят предварительную обработку смеси водородом (т.н. гидроочистка, когда до подачи в реактор нефтяных погонов – бензинов прямой перегонки – их пропускают через водородсодержащие газы, которые связывают вредные компоненты и снижают их содержание до допустимых пределов). Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.

Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:

1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;

2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;

3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;

4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.

Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т.п.

Полимеризация.

Полимеризация пропилена – олефина, содержащего три атома углерода, и бутилена – олефина с четырьмя атомами углерода в молекуле дает жидкий продукт, который кипит в тех же пределах, что и бензин, и имеет октановое число от 80 до 82. Нефтеперерабатывающие заводы, использующие процессы полимеризации, обычно работают на фракциях крекинг-газов, содержащих олефины с тремя и четырьмя атомами углерода.

Алкилирование.

В этом процессе изобутан и газообразные олефины реагируют под действием катализаторов и образуют жидкие изопарафины, имеющие октановое число, близкое к таковому у изооктана. Вместо полимеризации изобутилена в изооктен и затем гидрогенизации его в изооктан, в данном процессе изобутан реагирует с изобутиленом и образуется непосредственно изооктан.

Все процессы алкилирования для производства моторных топлив производятся с использованием в качестве катализаторов либо серной, либо фтороводородной кислоты при температуре сначала 0–15° C, а затем 20–40° С.

Изомеризация.

Другой важный путь получения высокооктанового сырья для добавления в моторное топливо – это процесс изомеризации с использованием хлорида алюминия и других подобных катализаторов.

Изомеризация используется для повышения октанового числа природного бензина и нафтенов с прямолинейными цепями. Улучшение антидетонационных свойств происходит в результате превращения нормальных пентана и гексана в изопентан и изогексан. Процессы изомеризации приобретают важное значение, особенно в тех странах, где каталитический крекинг с целью повышения выхода бензина проводится в относительно незначительных объемах. При дополнительном этилировании, т.е. введении тетраэтилсвинца, изомеры имеют октановые числа от 94 до 107 (в настоящее время от этого способа отказались ввиду токсичности образующихся летучих алкилсвинцовых соединений, загрязняющих природную среду).

Гидрокрекинг

Ранние работы по получению жидкого топлива из углей путем гидрирования под высоким давлением (процесс Бергуса) проводились главным образом в Германии с использованием весьма сильных катализаторов, таких, как оксиды молибдена, которые либо нечувствительны к присутствию серы, либо в значительной степени сохраняют свою активность после прошедшей сульфатизации. Для этого были необходимы следующие параметры: давление до 280 атм, температура ок. 450° С и катализатор.

Давления, используемые в современных процессах гидрокрекинга, составляют от примерно 70 атм для превращения сырой нефти в сжиженный нефтяной газ (LP-газ) до более чем 175 атм, когда происходят полное коксование и с высоким выходом превращение парообразной нефти в бензин и реактивное топливо. Процессы проводят с неподвижными слоями (реже в кипящем слое) катализатора. Процесс в кипящем слое применяется исключительно для нефтяных остатков – мазута, гудрона. В других процессах также использовались остаточное топливо, но в основном – высококипящие нефтяные фракции, а кроме того, легкокипящие и среднедистиллятные прямогонные фракции. Катализаторами в этих процессах служат сульфидированные никель-алюминиевые, кобальт-молибден-алюминиевые, вольфрамовые материалы и благородные металлы, такие, как платина и палладий, на алюмосиликатной основе.

Там, где гидрокрекинг сочетается с каталитическим крекингом и коксованием, не менее 75–80% сырья превращается в бензин и реактивное топливо. Выработка бензина и реактивных топлив может легко изменяться в зависимости от сезонных потребностей. При высоком расходе водорода выход продукции на 20–30% выше, чем количество сырья, загружаемого в установку. С некоторыми катализаторами установка работает эффективно от двух до трех лет без регенерации.

Необходимость уменьшения загрязнения воздуха в промышленных районах США, Западной Европы и Японии обусловливает значительное увеличение использования процессов гидрирования для десульфатизации дистиллятов и остаточных топлив. Процессы гидрокрекинга, предназначенные главным образом для удаления серы при невысоких требованиях к выходу продукции, известны как «гидроочистка».

Газообразные легкие фракции прежде всего проходят через вакуумную установку для сжижения, затем полученный на этой стадии газойль проходит десульфуризацию гидроочисткой, прежде чем вновь смешивается с некоторыми вакуумными остатками и другими низкосернистыми легкими фракциями сырой нефти.

Очистка легких продуктов.

Гидроочистка в настоящее время – наиболее распространенный метод гидрогенизации олефинов и повышения качества легких продуктов за счет удаления серы и других примесей. По экономическим причинам, а также из-за проблем, связанных с примесями воздуха и воды, применяются и другие методы, например использование сульфида свинца в качестве катализатора в регенеративных растворителях и предварительное рафинирование с применением высоковольтных электропечей для лучшего отделения очищающего реагента от получаемого продукта.

 

ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ НЕФТИ.

Нефть - это смесь разнообразных углеводородных соединений. Нефть из различных скважин может значительно отличаться по химическому и фракционному составу.
При оценке пригодности нефти для переработки на НПУ с целью получения товарных нефтепродуктов необходимо учитывать свойства нефти. Наиболее важными с практической точки зрения свойствами являются следующие:

1. Плотность нефти

2. Фракционный состав

3. Содержание серы в нефти

4. Содержание парафинов в нефти

5. Содержание воды в нефти

6. Содержание солей в нефти

Параметры 1-4 важны для получения товарного дизельного топлива. Параметры 3, 5, 6 важны для нормальной и длительной эксплуатации установки.

Плотность нефти

Плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензиновая и дизельная фракции).
Для того, чтобы получать на НПУ товарные топливные фракции, необходимо использовать нефть с плотностью 0,78-0,85 кг/м3. Более тяжелые нефти содержат меньшее количество светлых фракций и много парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.

Фракционный состав нефти

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения. Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами (фракциями). В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: бензиновая фракция - до 180°С, дизельная фракция - 180-350°С. Фракция, выкипающая выше 350°С является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом.
Наиболее предпочтительны для переработки на НПУ нефти с содержанием светлых фракций не менее 60%. Нефти с меньшим содержанием светлых содержат большое количество парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.
Если нефть содержит недостаточное количество светлых фракций, ее переработка возможна при смешении с газовым конденсатом.

Содержание серы в нефти

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. Соединения серы токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию оборудования НПУ и топливной арматуры двигателей. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Кроме того, соединения серы в топливе приводят к загрязнению окружающей среды.
При высоком содержании серы в нефти высока вероятность получения дизельного топлива с недопустимо высоким содержанием серы. На больших заводах такое топливо подвергают сложному процессу сероочистки. Однако на мини-НПЗ такой процесс нерентабелен.
По ГОСТ 305-82 дизельное топливо делится на два вида. Вид 1 содержит не более 0,2 % вес серы. Вид 2 содержит не более 0,5 % вес серы.
В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в ней не более 0,5 % серы (нефть первого класса) в дизельном топливе должно содержаться не более 0,2 % серы. Это соответствует первому виду дизельного топлива. В этом случае из нефти можно прямо на НПУ получать товарное дизельное топливо с допустимым содержанием серы.
В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в ней от 0,5 до 2,0 % серы (нефть второго класса) в дизельном топливе будет содержаться не более 1,0 % серы. В этой ситуации возможны самые различные варианты, так как сера может быть распределена по фракциям нефти очень неоднородно. И только точный анализ может дать ответ на возможность получение товарного дизельного топлива. Это в производственных условиях мини-НПЗ делать довольно сложно.
Поэтому самым простым вариантом является разбавление нефти с содержанием серы более 0,5 % газовым конденсатом и доведение содержания серы в получаемой смеси до уровня 0,5 %. Как правило, газовый конденсат практически не содержит серы и его добавление к нефти приводит к снижению общего содержания серы.
Например, при содержании в нефти 1,2 % серы для получения сырья с содержанием серы не более 0,5 %, на одну тонну нефти нужно добавить 1,4 тонны газового конденсата.

Содержание парафинов в нефти

Высокое содержание парафинов в нефти приводит к их попаданию в дизельное топливо. Это приводит к ухудшению температуры помутнения и застывания дизельного топлива. Также высокое содержание парафина приводит к повышению температуры застывания мазута.
В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в нефти парафинов не более 1,5 % (нефть 1 класса) гарантированно получение качественного летнего и зимнего дизельного топлива. В этом случае прямо на НПУ можно получать товарное дизельное топливо (летнее и зимнее).
При содержании в нефти парафинов от 1,5 до 6,0 % (нефть второго класса) становится маловероятным получение товарного зимнего дизельного топлива. В этом случае возможны следующие варианты получения дизельного топлива:

· Получать только летнее дизельное топливо

· Изменить технологические параметры дистилляции для подрезания высококипящих фракций и уменьшения содержания парафинов в дизельном топливе.

· Разбавлять нефть газовым конденсатом.

· Добавлять специальные депрессорные присадки, которые улучшают температуру помутнения и застывания.

Содержание воды в нефти

При большом содержании воды в нефти, поступающей на НПУ, нарушается технологический режим работы, повышается давление в аппаратах, начинаются микровзрывы, снижается производительность ректификационной колонны и теплообменных аппаратов, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти.
Негативное влияние содержания воды в нефти также тесно связано с содержанием солей (особенно хлористых). При нагревании нефти вода растворяет хлористые соли и это при высокой температуре приводит к образованию хлористого водорода, который вызывает коррозию оборудования.
Вода в нефти может содержаться в чистом виде и в составе эмульсий. Чистая вода может быть отделена от нефти путем отстаивания. Водные эмульсии нефти являются чрезвычайно стойкими образованиями и могут быть разрушены только с помощью специальных методов, например, при обработке на электродигидраторах.

Содержание воды в нефти, направляемой на НПУ, должно быть минимальным. Исходя из нашего опыта, содержание воды в нефти не должно превышать 0,1-0,5% вес.

Содержание солей в нефти

Как было указано выше, присутствие в нефти солей, особенно хлористых, и воды приводит в результате нагрева к сильной коррозии оборудования НПУ. Поэтому содержание солей в нефти не должно превышать 5-20 мг/л. При более высоком содержании солей в нефти срок службы оборудования значительно снижается.

Для снижения концентрации солей в нефти на промыслах и на больших перерабатывающих заводах используют специальные процессы обессоливания нефти.

 

ВИДЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ.

Бензин

Бензин – самый важный продукт переработки нефти; из сырой нефти производится до 50% бензина. Эта величина включает природный бензин, бензин крекинг-процесса, продукты полимеризации, сжиженные нефтяные газы и все продукты, используемые в качестве промышленных моторных топлив. Каждому процессу переработки нефти предъявляются требования по количеству и качеству производимого бензина.

Промышленный бензин представляет собой смесь углеводородов в интервале т.кип. 30–200° C. Некоторые бутаны, кипящие при температуре ниже 38° С, имеет высокое давление паров. Углеводороды в бензине включают многие изопарафины, а также ароматические углеводороды и нафтены, а в бензинах, полученных при крекинге, содержится от 15 до 25% олефинов. Октановое число углеводородов снижается в следующем порядке: изопарафины > ароматические > олефины > нафтены > н-парафины. Имеются различия между компонентами каждой из этих групп, зависящие от структуры молекул и точки кипения. Различные компоненты дают свой вклад в октановое число бензиновых смесей.

Крекинг-бензины содержат значительный процент тех компонентов, при смешении которых образуется моторное топливо. Однако их прямое использование во многих странах законодательно ограничивается, поскольку они содержат заметное количество олефинов, а именно олефины являются одной из главных причин образования фотохимического смога.

Большинство бензинов кипит в интервале 30–200° С. 50%-ная точка, т.е. температура, при которой кипит половина компонентов смеси и которая определяет состав смеси во время прогрева двигателя, а частично и при разгоне транспортного средства, располагается в пределах 98–104° С. Высокое содержание низкокипящих компонентов, таких, как бутаны и пентаны, обусловливает исключительно высокое давление паров и в теплое время является причиной образования паровых пробок, когда газовые пузырьки препятствуют течению топлива по узким трубам двигателей и тепловых установок. В то же время недостаток низкокипящих компонентов служит причиной трудностей запуска двигателя зимой. 90%-ная точка кипения бензина определяет время прогрева двигателя и эффективность использования топлива.

Октановое число – наиболее важная характеристика бензина. Оно обычно определяется в одноцилиндровой стационарной установке, снабженной различными приборами для регистрации склонности к детонации. Нормальный гептан (семь атомов углерода в линейной цепи) детонирует очень легко; для него принято нулевое октановое число. Изооктан (восемь атомов углерода в разветвленной цепи) не детонирует до тех пор, пока не будут достигнуты экстремальные условия давления, температуры и нагрузки; для него произвольно установлено октановое число 100. При испытании бензина с неизвестными детонационными свойствами его сравнивают со смесью гептана и изооктана, имеющей такую же способность к детонации, как и испытуемый бензин; октановое число бензина – это процентное содержание изооктана в такой смеси. Октановое число, определенное таким образом, не всегда соответствует характеристике в многоцилиндровом двигателе в дорожных условиях при изменяющихся скоростях, нагрузках и ускорениях.

В нефтяной промышленности используются два метода, делающие это сравнение более реальным, – моторный метод и исследовательский метод. Октан