Реферат: отчет 17 с., 1 табл., 4 рис., 7 источников. Магнитная обработки, нефти, первичная подготовка. Реферат обработка нефти


Реферат - Переработка нефти - Органическая химия

НЕФТЬ, жидкое горючее полезное ископаемое. Залегает обычно в пористых и трещиноватых г.п. (песчаниках, мергелях, известняках) в осн. на глуб. 1,2 - 2 км и более. Маслянистая жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфич. запахом. Различают Н. легкую (0,65-0,83 г/см3)) среднюю (0,83-0,86 г/см3), тяжелую (0,86-1,05 г/см3). Т-ра кип. выше 28оС, застывания от +26 до -60оС. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (см. Химия нефти). Н. сложная смесь углеводородов, гл. обр. парафиновых и нафтеновых, в меньшей степ. ароматических. Углеводородный состав Н. разл. нефтяных месторождений колеблется в широких пределах. Признаки Н. на современной терр. респ. были обнаружены еще в 18 в. В 1753 баш. старшина Надыр Уразметов, его сын Юсуп Надыров, их компаньоны Асля и Хозя Мозяковы из д.Надыровка (бывш. Уфим. у.) заявили о том, что "по Соке реке по обе стороны выше Сергеевска городка вверх... подле горы Сарт-Ата, при которой маленькое озеро и в том озере имеется нефть черная....повыше той речки Козловки земля, на которой удобно построить нефтяной завод". На сохранившейся самой древней карте Урало-Волжского нефт. р-на нанесены пункты нефтедобычи и з-да Уразметовых. В 1760 поступили сообщения от уфим. купца Санеева и баш. старшины Якшембетова об открытии нефт. м-ний на р.Инзер. Через 3 года о Н. на той же реке сообщили баш. старшины Урманчи Минглибаев и Якшимбет Урасов. П.С.Паллас, посетив места, указанные в прошении Надыра Уразметова, писал, что башкиры употребляли "...смолистую воду не только для полоскания и питья во время молочницы во рту и чириев в горле, но и рачительно собирали самую нефть". И.И.Лепехин, осмотрев места, указанные башкирами, обнаружил "небольшой ключик, состоящий из горной нефти", а также "густой асфальт, истекающий в р.Белую". Во 2-й пол. 19 в. самарский помещик И.Я.Малакиенко и амер. промышленник Л.Шандор бурили скважины и строили шахты по берегам Волги, Сока и Шешмы на терр. нынешней Самарской обл., а Никеров и Попов - в р-не д.Нижне-Буранчино в Башкирии. Однако эти поиски велись без учета геол. строения р-нов и закончились полной неудачей. В кон. 19 в. частные предприниматели арендовали земли для поисков Н. вблизи дд.Кусяпкулово, Ишимбаево, Нижне-Буранчино. Стерлитамакский городской голова А.Ф.Дубинин в 1900 обратился в Горный департамент с просьбой рассмотреть вопрос "о возможности поставки за счет казны разведок на Н. в р-не д.Ишимбаево". В 1901, после проверки результатов разведочных работ возле д.Нижне-Буранчино, геолог А.А.Краснопольский пришел к выводу "о невозможности глубоким бурением получить в Нижне-Буранчино нефтяной фонтан". В 1911-14 промышленник А.И.Срослов арендовал земли от д.Ишимбаево до д.Кусяпкулово с целью разведки нефт. залежей. Заложенная им шахта глуб. 12,7 м пересекла 2 слоя насыщенных Н. пород. Однако в 1916 геолог А.П.Замятин, осмотревший р-н д.Ишимбаево, подтвердил вывод Краснопольского о полной бесполезности поисков Н. в этом р-не. В 1910-14 нек-рые р-ны Урало-Поволжья были объектом пристального внимания нефт. фирмы "Нобель". Представители фирмы объезжали р-ны и заключали договора с крестьянскими сел. обществами о запрещении ими каких бы то ни было геол. и горн. работ на их землях. И.М.Губкин пришел к убеждению, что на склонах Уральского хр. есть залежи нефти. Его прогноз подтвердил - нефт. фонтан из скважин, пробуренных на калийную соль в р-не Верхне-Чусовских городков Пермской обл. в апр. 1929. В р-н д.Ишимбаево была организована эксп. под рук. А.А.Блохина для изучения геол. строения р-на. В авг. 1931 были получены первые нефтепроявления, а 16 мая 1932 из скв. 702 ударил фонтан, выбросивший на поверхность в теч. 4 ч. ок. 50 т нефти. В 1933 геол. партия под рук. геолога К.Р.Чепикова проводила съемочные работы в Туймазинском р-не, была выявлена обширная антиклинальная структура, названная "Муллинской". Чепиков указывал, что эта структура является наиб. отчетливой для вост. периферии Сокского р-на. В 1936 на этой пл. были заложены 3 глубокие скважины, одна из к-рых в 1937 вскрыла нефтенасыщенные песчаники визейского яруса нижнекам.-уг. возраста. В 1939 пром. приток Н. был получен из нижележащих известняков турнейского яруса ниж. карбона. В дек. 1937 вблизи южн. склона вост. массива в Ишимбаево была заложена разведочная скважина, назначение к-рой состояло в том, чтобы закончить оконтуривание вост. массива. В янв. 1938 скважина показала наличие подъема поверхности артинских известняков, принадлежащего новому нефтеносному массиву, получившему назв. "Южный". В мае 1937 в Туймазинском р-не респ. была обнаружена Н. на глуб. 1150 м в более древних отложениях (низ кам.-уг. системы), чем в Ишимбаево (сакмарский ярус и артинский ярус перми). Добыча Н. из залежей нижнекам.-уг. возраста на м-нии составляла ок. 250 т/сутки. Значит. ее ч. сжигалась в котельных на буровых. В 1938 геологом И.В.Бочковым была предпринята попытка бурения на глуб. отложений девонского периода. Однако при забое 1500 м бурение было прекращено, хотя для вскрытия огромных по запасам залежей девонской нефти оставалось пробурить всего 150 м. Большой вклад в открытие девонской Н. внес М.В.Мальцев. В 1943 была заложена скважина - 100, открывшая в сент. 1944 залежи в песчаных пластах Д-I и Д-II Туймазинского м-ния. Открытие девонской Н. коренным образом изменило перспективу не только Туймазинского м-ния, но и всей вост. окраины европейской ч. страны. Был резко увеличен объем глубокого поисково-разведочного бурения на нефть и газ. Открыли м-ния: Бавлинское (1946), Серафимовское (1949), Шкаповское (1953), Арланское (1955) и т.д. Всего в респ. открыто ок. 200 нефт. и 10 газовых м-ний. Добыча Н. ведется в 27 р-нах респ., достигла максимума в 1967 - 47,8 млн. т. (см. Нефтегазодобывающая промышленность). Пробурено ок. 40 тыс. скважин разл. глуб. (до 5112 м) и назначения. В связи с выработкой запасов осн. высокопродуктивных м-ний добыча нефти и газа постепенно снижается (16,5 млн. т в 1995). Большой вклад в открытие м-ний внесли геологи Блохин, Р.С.Билалов, А.Я.Виссарионова, Мальцев, Т.М.Золоев, Н.И.Мешалкин, Ф.С.Куликов, А.А.Трофимук, К.Р.Тимергазин, Г.П.Ованесов, Н.И.Ключников, Н.Н.Лисовский, К.С.Баймухаметов, геофизики Н.К.Юнусов, С.Н.Миролюбов; буровики Ф.Г.Ефремов, С.И.Кувыкин и др. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ. Совр. высокопроизводительные нефтегазоперерабат. произ-ва оснащены кр. и сложными по конструкции аппаратами и машинами, способными функционировать в условиях низких т-р, глубокого вакуума и высоких давлений (до 20 Мпa при гидрокрекинге нефт. сырья) и часто в агрессивных средах. Пром. переработка нефти на совр. НПЗ осуществляется путем сложной многоступенчатой физ. и хим. переработки на отд. или комбинированных технолог. установках, предназначенных для получения большого ассортимента нефтепродуктов. Перед переработкой поступающая с промыслов нефть с содержанием солей 100-700 мг/л и воды менее 1% масс. подвергается на НПЗ глубокой очистке от солей до содержания менее 3 мг/л и от воды до менее 0,1% масс. на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Технолог. процессы НПЗ подразделяются на физ. (т. н. первичные) и хим. (вторичные). Физическими процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) или удаление из фракций или остатков нефти нежелательных групповых хим. компонентов. В химических процессах переработка нефт. сырья осуществляется путем хим. превращений с получением новых продуктов. Хим. процессы на совр. НПЗ подразделяются: 1) по способу активации хим. реакций - на термич. и каталитич.;2) по типу протекающих в них хим. превращений - на деструктивные, гидрогенизац. и окислительные. Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ) является атмосферная перегонка, на к-рой отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию (гидроочистке от гетероатомных соед.), а бензины - каталитич. риформингу с целью повышения их качества или получения индивид. ароматич. углеводородов-сырья нефтехимии: бензола, толуола, ксилолов и др. Из мазута путем вакуумной перегонки получают широкую фракцию (350-500оС) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитич. крекинга или гидрокрекинга с получением компонентов моторных топлив, узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.). Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнит. кол-ва моторных топлив, нефт. кокса, дорожного и строит. битума или же в качестве компонента котельного топлива. Из хим. процессов наиб. распространение получили гидроочистка, риформинг и каталитич. крекинг. Гидроочистка используется для повышения качества моторных топлив путем удаления (гидрогенолиза) сернистых, азотистых и кислородных соед. и гидрирования олефинов сырья в среде водорода на алюмокобальт- или никельмолибденовых катализаторах (при т-ре 300-400оС и давлении 2-4 Мпа). В процессе каталитич. ри-форминга, проводимого при т-ре 500оС, давлении 1-4 Мпа в среде водорода на алюмоплатиновом катализаторе, осуществляются преим. хим. превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в аромат., в результате существенно повышается октановое число (достигая до 100 пунктов) продукта. Каталитич. крекинг, проводимый при т-рах 500-550оС без давления на цеолитсодержащих катализаторах, является наиб. эффективным, углубляющим нефтепереработку процессом, поскольку позволяет из высококипящих фракций мазута (вакуумного газойля) получить до 40-60% высокооктанового компонента автобензина, 10-25% жирного газа, используемого, в свою очередь, на установках алкилирования или произ-вах эфиров для получения высокооктановых компонентов авиа- или автобензинов. Вклад в разработку теор. основ, совершенствование и техн. перевооружение технолог. процессов и аппаратов, создание и внедрение высокоинтенсивных ресурсо- и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов, в решение проблем углубления переработки нефти и оптимизации качества нефтепродуктов внесли ученые Уфим. гос. нефтяного технического университета, Баш. н.-и. института проблем нефтепереработки и НПЗ республики. В нач. развития нефтехимпереработки Башкортостана (50-60-е гг.) комплексные иссл. по разл. аспектам теории и технологии термодеструктивных процессов глубокой переработки нефти (термич. крекинга и коксования) проводились А.Ф.Красюковым, М.Е.Левинтером и З.И.Сюняевым. В последующие годы н.-и. работы по проблеме углубления нефтепереработки продолжили Р.Н.Гимаев, С.А.Ахметов, Ю.М.Абызгильдин, Г.Г.Валявин и М.М.Ахметов. Иссл. по разработке новых сортов и рациональному использованию нефтепродуктов проводились Сюняевым, П.Л.Ольковым и Л.В.Долматовым. Вклад в разработку теории и в совершенствование технологии каталитич. процессов и катализаторов нефтепереработки внесли Р.М.Масагутов, Левинтер, Ж.Ф.Галимов, М.А.Танатаров, Н.Х.Валитов и А.Ф.Ахметов. На основании многолетних иссл. Б.К.Марушкиным, А.А.Кондратьевым, М.З.Максименко, К.Ф.Богатых были разработаны и внедрены в нефтегазопереработку респ. и страны ресурсо- и энергосберегающие процессы ректификации и экстракции, а также эффективные контактные устройства массообменных процессов. По внедрению достижений науки в произ-во и техн. перевооружению технолог. процессов нефтегазопереработки значительный вклад внесли производственники-нефтепереработчики Д.Ф.Варфоломеев, Г.Г.Теляшев, И.В.Егоров, Р.М.Усманов и А.Ф.Махов.

ЛИТЕРАТУРА: 1. Башкирская нефть. М., 1982. 2. Левинтер М.Е., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. М., 1992.

www.ronl.ru

Реферат Процессы первичной переработки нефти

Тема: Процессы первичной переработки нефти1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

3. Технологическая схема ____________________________________ 7

4.Технологический режим ___________________________________ 12

5.Мощность и материальный баланс __________________________ 16

6. Технико-экономические показатели _________________________ 181. Назначение и характеристика процессаВ настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение - более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является перегонка. Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и  сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров, при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами,  тем самым  несколько повышается чёткость разделения смесей.

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо - и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости - путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки - одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип — выход моторных топлив, группа и подгруппа - выход и качество масел, вид - содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.2. Состав и характеристика сырья и продукцияСырьё процесса - нефть, содержащая соли (до 900 мг/л) и воду (до 1,0%).

Продукция:

углеводородный газ - выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

бензиновая фракция - выкипает в пределах 30-180°С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

керосиновая фракция - выкипает в пределах 120-315°С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

дизельная фракция (атмосферный газойль) - выкипает в пределах 180 -350 С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) - выкипает в пределах выше 350-500 С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

гудрон (остаток атмосферно- вакуумной перегонки) - выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций головной (н.к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С) можно принимать только при высоком содержании в них нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н.к.-85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.3. Технологическая схемаОписание работы ЭЛОУ (рисунок 1) [1]

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная' нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в.эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение- наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами - воздействию электрического поля высокого напряжения.

С - смеситель; ТОБ - теплообменный блок; Е - емкость; Н-1, Н-2 - насосы; Э - электродегидраторы

Рисунок 1 - Принципиальная схема ЭЛОУ

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т.п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. При выборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

Рисунок 2 - Схема установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АВТ).

К-1 - отбензинивающая колонна; К-2 - атмосферная колонна; К-3 -отпарная колонна; К-4 - стабилизатор; К-5 - вакуумная колонна; Э-1 - Э-4 - электродегидраторы; П-1, П-2 - печи; КХ-1 - КХ-4 - конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 - рефлюксные емкости; А-1 - пароэжекторный вакуум-насос;

I - нефти; II - головка стабилизации; III - стабильный бензин; IV -керосин; V - дизельная фракция; VI - вакуумный дистиллят; VII - гудрон; VIII - выхлопные газы эжектора; IX - деэмульгатор; X - вода в канализацию; XI - водяной пар.Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков - атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 -тяжелый бензин - конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации -сжиженный газ, а с низа - стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

После выбора схемы установки необходимо сделать выбор:

- конструкции тарелок;

- способов орошения колонн;

- способов подвода тепла в низ колонн;

- способов вывода продуктов из колонн;

- типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

- способов создания вакуума в колоннах.

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.4.Технологический режимПоказатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

Участок схемы, сырьё Показатели процесса
Температура, ° С
Нефти, поступающей на обессоливание 120-140
Подогрева нефти в сырьевых теплообменниках 210-230
Продолжение таблицы 1
Нагрева нефти в атмосферной печи П-1 320-360
Нагрева мазута в вакуумной печи П-2 400-420
Верх К-1 120-140
НизК-1 240-260
Верх К-2 120-130
Низ К-2 340-355
Верх К-4 80-110
Низ К-4 160-220
Верх К-5 100-110
Низ К-5 360-380
Избыточное давление, МПа
Верх К-1 0,4-0,5
Верх К-2 0,06-0,1
Верх К-4 0,7-1,2
Остаточное давление в К-5, Па 5000-8000
Массовая доля воды в нефти, в %
До обессоливания До 1,0
После обессоливания 0,1-0,15
Содержание солей в нефти, мг/л
До обессоливания До 900
После обессоливания 3-15

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2 % масс.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15 % мас.) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках AT по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0 % мае.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, необходимость более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2 % мае), бензиновых фракций (до 20-30 % мае.) и фракций до 350 °С (50-60 % мае.) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% мае бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

Применение отбензинивающей колонны позволяет также, снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить, печь от легких фракции, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками двухколонной AT более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т.д.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций (головной (н.к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С)) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н.к. 85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции, и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по  кривой ИТК, то есть приблизительно 350-360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. ~В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева.

В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой, температуры нагрева сырья, возможно, использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов - перегонку под вакуумом. Например, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны 100 и 20 мм рт. ст. (133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600 °С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной, а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки, то есть с отбором фракций до гудрона, должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций я в остатке гудрона.

При переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей - установки по депарафинизации фракций, особенно керосино-газойлевых.

bukvasha.ru

Реферат Переработка нефти

РЕФЕРАТПО ХИМИИ

НА ТЕМУ: Нефть. Переработка нефти.подготовил: ученик 10 класса «А»<имя, фамилия>НЕФТЬ, жидкое горючее полезное ископаемое. Залегает обычно в пористых и трещиноватых г.п. (песчаниках, мергелях, известняках) в осн. на глуб. 1,2 - 2 км и более. Маслянистая жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфич. запахом. Различают Н. легкую (0,65-0,83 г/см3)) среднюю (0,83-0,86 г/см3), тяжелую (0,86-1,05 г/см3). Т-ра кип. выше 28оС, застывания от +26 до -60оС. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (см. Химия нефти). Н. сложная смесь углеводородов, гл. обр. парафиновых и нафтеновых, в меньшей степ. ароматических. Углеводородный состав Н. разл. нефтяных месторождений колеблется в широких пределах.

Признаки Н. на современной терр. респ. были обнаружены еще в 18 в. В 1753 баш. старшина Надыр Уразметов, его сын Юсуп Надыров, их компаньоны Асля и Хозя Мозяковы из д.Надыровка (бывш. Уфим. у.) заявили о том, что "по Соке реке по обе стороны выше Сергеевска городка вверх ... подле горы Сарт-Ата, при которой маленькое озеро и в том озере имеется нефть черная. ...повыше той речки Козловки земля, на которой удобно построить нефтяной завод". На сохранившейся самой древней карте Урало-Волжского нефт. р-на нанесены пункты нефтедобычи и з-да Уразметовых. В 1760 поступили сообщения от уфим. купца Санеева и баш. старшины Якшембетова об открытии нефт. м-ний на р.Инзер. Через 3 года о Н. на той же реке сообщили баш. старшины Урманчи Минглибаев и Якшимбет Урасов. П.С.Паллас, посетив места, указанные в прошении Надыра Уразметова, писал, что башкиры употребляли "...смолистую воду не только для полоскания и питья во время молочницы во рту и чириев в горле, но и рачительно собирали самую нефть". И.И.Лепехин, осмотрев места, указанные башкирами, обнаружил "небольшой ключик, состоящий из горной нефти", а также "густой асфальт, истекающий в р.Белую".

Во 2-й пол. 19 в. самарский помещик И.Я.Малакиенко и амер. промышленник Л.Шандор бурили скважины и строили шахты по берегам Волги, Сока и Шешмы на терр. нынешней Самарской обл., а Никеров и Попов - в р-не д.Нижне-Буранчино в Башкирии. Однако эти поиски велись без учета геол. строения р-нов и закончились полной неудачей. В кон. 19 в. частные предприниматели арендовали земли для поисков Н. вблизи дд.Кусяпкулово, Ишимбаево, Нижне-Буранчино. Стерлитамакский городской голова А.Ф.Дубинин в 1900 обратился в Горный департамент с просьбой рассмотреть вопрос "о возможности поставки за счет казны разведок на Н. в р-не д.Ишимбаево". В 1901, после проверки результатов разведочных работ возле д.Нижне-Буранчино, геолог А.А.Краснопольский пришел к выводу "о невозможности глубоким бурением получить в Нижне-Буранчино нефтяной фонтан". В 1911-14 промышленник А.И.Срослов арендовал земли от д.Ишимбаево до д.Кусяпкулово с целью разведки нефт. залежей. Заложенная им шахта глуб. 12,7 м пересекла 2 слоя насыщенных Н. пород. Однако в 1916 геолог А.П.Замятин, осмотревший р-н д.Ишимбаево, подтвердил вывод Краснопольского о полной бесполезности поисков Н. в этом р-не. В 1910-14 нек-рые р-ны Урало-Поволжья были объектом пристального внимания нефт. фирмы "Нобель". Представители фирмы объезжали р-ны и заключали договора с крестьянскими сел. обществами о запрещении ими каких бы то ни было геол. и горн. работ на их землях. И.М.Губкин пришел к убеждению, что на склонах Уральского хр. есть залежи нефти. Его прогноз подтвердил - нефт. фонтан из скважин, пробуренных на калийную соль в р-не Верхне-Чусовских городков Пермской обл. в апр. 1929. В р-н д.Ишимбаево была организована эксп. под рук. А.А.Блохина для изучения геол. строения р-на. В авг. 1931 были получены первые нефтепроявления, а 16 мая 1932 из скв. 702 ударил фонтан, выбросивший на поверхность в теч. 4 ч. ок. 50 т нефти. В 1933 геол. партия под рук. геолога К.Р.Чепикова проводила съемочные работы в Туймазинском р-не, была выявлена обширная антиклинальная структура, названная "Муллинской". Чепиков указывал, что эта структура является наиб. отчетливой для вост. периферии Сокского р-на. В 1936 на этой пл. были заложены 3 глубокие скважины, одна из к-рых в 1937 вскрыла нефтенасыщенные песчаники визейского яруса нижнекам.-уг. возраста. В 1939 пром. приток Н. был получен из нижележащих известняков турнейского яруса ниж. карбона. В дек. 1937 вблизи южн. склона вост. массива в Ишимбаево была заложена разведочная скважина, назначение к-рой состояло в том, чтобы закончить оконтуривание вост. массива. В янв. 1938 скважина показала наличие подъема поверхности артинских известняков, принадлежащего новому нефтеносному массиву, получившему назв. "Южный". В мае 1937 в Туймазинском р-не респ. была обнаружена Н. на глуб. 1150 м в более древних отложениях (низ кам.-уг. системы), чем в Ишимбаево (сакмарский ярус и артинский ярус перми). Добыча Н. из залежей нижнекам.-уг. возраста на м-нии составляла ок. 250 т/сутки. Значит. ее ч. сжигалась в котельных на буровых. В 1938 геологом И.В.Бочковым была предпринята попытка бурения на глуб. отложений девонского периода. Однако при забое 1500 м бурение было прекращено, хотя для вскрытия огромных по запасам залежей девонской нефти оставалось пробурить всего 150 м. Большой вклад в открытие девонской Н. внес М.В.Мальцев. В 1943 была заложена скважина - 100, открывшая в сент. 1944 залежи в песчаных пластах Д-I и Д-II Туймазинского м-ния. Открытие девонской Н. коренным образом изменило перспективу не только Туймазинского м-ния, но и всей вост. окраины европейской ч. страны. Был резко увеличен объем глубокого поисково-разведочного бурения на нефть и газ. Открыли м-ния: Бавлинское (1946), Серафимовское (1949), Шкаповское (1953), Арланское (1955) и т.д. Всего в респ. открыто ок. 200 нефт. и 10 газовых м-ний. Добыча Н. ведется в 27 р-нах респ., достигла максимума в 1967 - 47,8 млн. т. (см. Нефтегазодобывающая промышленность). Пробурено ок. 40 тыс. скважин разл. глуб. (до 5112 м) и назначения. В связи с выработкой запасов осн. высокопродуктивных м-ний добыча нефти и газа постепенно снижается (16,5 млн. т в 1995). Большой вклад в открытие м-ний внесли геологи Блохин, Р.С.Билалов, А.Я.Виссарионова, Мальцев, Т.М.Золоев, Н.И.Мешалкин, Ф.С.Куликов, А.А.Трофимук, К.Р.Тимергазин, Г.П.Ованесов, Н.И.Ключников, Н.Н.Лисовский, К.С.Баймухаметов, геофизики Н.К.Юнусов, С.Н.Миролюбов; буровики Ф.Г.Ефремов, С.И.Кувыкин и др.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ.

Совр. высокопроизводительные нефтегазоперерабат. произ-ва оснащены кр. и сложными по конструкции аппаратами и машинами, способными функционировать в условиях низких т-р, глубокого вакуума и высоких давлений (до 20 Мпa при гидрокрекинге нефт. сырья) и часто в агрессивных средах. Пром. переработка нефти на совр. НПЗ осуществляется путем сложной многоступенчатой физ. и хим. переработки на отд. или комбинированных технолог. установках, предназначенных для получения большого ассортимента нефтепродуктов. Перед переработкой поступающая с промыслов нефть с содержанием солей 100-700 мг/л и воды менее 1% масс. подвергается на НПЗ глубокой очистке от солей до содержания менее 3 мг/л и от воды до менее 0,1% масс. на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Технолог. процессы НПЗ подразделяются на физ. (т. н. первичные) и хим. (вторичные). Физическими процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) или удаление из фракций или остатков нефти нежелательных групповых хим. компонентов. В химических процессах переработка нефт. сырья осуществляется путем хим. превращений с получением новых продуктов. Хим. процессы на совр. НПЗ подразделяются: 1) по способу активации хим. реакций - на термич. и каталитич.;2) по типу протекающих в них хим. превращений - на деструктивные, гидрогенизац. и окислительные. Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ) является атмосферная перегонка, на к-рой отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию (гидроочистке от гетероатомных соед.), а бензины - каталитич. риформингу с целью повышения их качества или получения индивид. ароматич. углеводородов-сырья нефтехимии: бензола, толуола, ксилолов и др. Из мазута путем вакуумной перегонки получают широкую фракцию (350-500оС) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитич. крекинга или гидрокрекинга с получением компонентов моторных топлив, узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.). Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнит. кол-ва моторных топлив, нефт. кокса, дорожного и строит. битума или же в качестве компонента котельного топлива. Из хим. процессов наиб. распространение получили гидроочистка, риформинг и каталитич. крекинг. Гидроочистка используется для повышения качества моторных топлив путем удаления (гидрогенолиза) сернистых, азотистых и кислородных соед. и гидрирования олефинов сырья в среде водорода на алюмокобальт- или никельмолибденовых катализаторах (при т-ре 300-400оС и давлении 2-4 Мпа). В процессе каталитич. ри-форминга, проводимого при т-ре 500оС, давлении 1-4 Мпа в среде водорода на алюмоплатиновом катализаторе, осуществляются преим. хим. превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в аромат., в результате существенно повышается октановое число (достигая до 100 пунктов) продукта. Каталитич. крекинг, проводимый при т-рах 500-550оС без давления на цеолитсодержащих катализаторах, является наиб. эффективным, углубляющим нефтепереработку процессом, поскольку позволяет из высококипящих фракций мазута (вакуумного газойля) получить до 40-60% высокооктанового компонента автобензина, 10-25% жирного газа, используемого, в свою очередь, на установках алкилирования или произ-вах эфиров для получения высокооктановых компонентов авиа- или автобензинов.

Вклад в разработку теор. основ, совершенствование и техн. перевооружение технолог. процессов и аппаратов, создание и внедрение высокоинтенсивных ресурсо- и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов, в решение проблем углубления переработки нефти и оптимизации качества нефтепродуктов внесли ученые Уфим. гос. нефтяного технического университета, Баш. н.-и. института проблем нефтепереработки и НПЗ республики. В нач. развития нефтехимпереработки Башкортостана (50-60-е гг.) комплексные иссл. по разл. аспектам теории и технологии термодеструктивных процессов глубокой переработки нефти (термич. крекинга и коксования) проводились А.Ф.Красюковым, М.Е.Левинтером и З.И.Сюняевым. В последующие годы н.-и. работы по проблеме углубления нефтепереработки продолжили Р.Н.Гимаев, С.А.Ахметов, Ю.М.Абызгильдин, Г.Г.Валявин и М.М.Ахметов. Иссл. по разработке новых сортов и рациональному использованию нефтепродуктов проводились Сюняевым, П.Л.Ольковым и Л.В.Долматовым. Вклад в разработку теории и в совершенствование технологии каталитич. процессов и катализаторов нефтепереработки внесли Р.М.Масагутов, Левинтер, Ж.Ф.Галимов, М.А.Танатаров, Н.Х.Валитов и А.Ф.Ахметов. На основании многолетних иссл. Б.К.Марушкиным, А.А.Кондратьевым, М.З.Максименко, К.Ф.Богатых были разработаны и внедрены в нефтегазопереработку респ. и страны ресурсо- и энергосберегающие процессы ректификации и экстракции, а также эффективные контактные устройства массообменных процессов. По внедрению достижений науки в произ-во и техн. перевооружению технолог. процессов нефтегазопереработки значительный вклад внесли производственники-нефтепереработчики Д.Ф.Варфоломеев, Г.Г.Теляшев, И.В.Егоров, Р.М.Усманов и А.Ф.Махов. ЛИТЕРАТУРА:

1.        Башкирская нефть. М., 1982.

2.        Левинтер М.Е., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. М., 1992.

bukvasha.ru

Реферат - Реферат отчет 17 с., 1 табл., 4 рис., 7 источников. Магнитная обработки, нефти, первичная подготовка

РЕФЕРАТ

Отчет 17 с., 1 табл., 4 рис., 7 источников.

МАГНИТНАЯ ОБРАБОТКИ, НЕФТИ, ПЕРВИЧНАЯ ПОДГОТОВКА

Одним из основных процессов в первичной переработке нефти является ее промысловая подготовка, т.е. извлечение из нефти нежелательных компонентов, таких как углеводородный газ, пластовая вода и механические примеси [1].

В задачу промысловой подготовки нефти входят отделении от нее основной части примесей и доведения ее качества по содержанию примесей до требования ГОСТа на нефть, готовую к переработке.

В настоящее время ужесточаются требования по содержанию нежелательных компонентов в нефти, так как их присутствие вызывает коррозию оборудования, в значительной степени снижает качественные характеристики получаемых нефтепродуктов и сроки службы дорогостоящих катализаторов. С этой целью используют электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) с различного рода дегидраторами (шаровыми, вертикальными, цилиндрическими, горизонтальными), современные деэмульгаторы. Тем не менее необходимой полноты удаления нежелательных компонентов они не обеспечивают. В связи с этим встал вопрос о совершенствовании существующих процессов обессоливания, обезвоживания и фильтрации нефти с помощью нетрадиционных методов [2].

Данный отчет включает теоретические основы по нетрадиционным методам активирования углеводородного сырья, освоение методики определения частиц дисперсной фазы и сборку лабораторной установки магнитно – акустической обработки углеводородного сырья.

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Введение 5

Раздел I Теоретическая часть 7

1.1 Нетрадиционные методы активирования углеводородного сырья 7

1.2 Освоение методики определения размеров

частиц дисперсной фазы 10

Сборка лабораторной установки магнитно – акустической

обработки углеводородного сырья 13 Заключение 16

Список использованных источников 17

Введение

Подготовка нефти на промыслах занимает важное положение среди основных процессов, связанных с добычей, сбором и транспортированием товарной нефти потребителю – нефтеперерабатывающим заводам или на экспорт. От качества подготовленной нефти зависят эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта, качество полученных из нее продуктов [1].

К поступающей на переработку нефти предъявляются довольно жесткие требования по содержанию эмульгированной воды, хлористых солей, механических примесей и др., обуславливающих коррозию оборудования, в значительной степени определяющих качественные характеристики получаемых нефтепродуктов, сроки службы дорогостоящих катализаторов.

Высокая эффективность процесса обессоливания и обезвоживания нефти достигается за счет оптимизации технологических параметров, использования деэмульгаторов, модернизации оборудования, все это влечет за собой большие затраты, и в целом снижает экономическую эффективность [2].

Таким образом актуален поиск менее дорогостоящих методов, не требующих больших капитальных вложений и энергетических затрат, позволяющих добиться более эффективного удаления нежелательных компонентов из нефти. Значительного повышения эффективности производства на действующих установках можно добиться путем внедрения нетрадиционных методов, а именно воздействием на сырье различного типа полями (магнитное, акустическое).

Целью данной работы является исследование дисперсных характеристик углеводородного сырья, т.е. освоение методики определения размеров частиц нефтяной дисперсной системы, сборка

лабораторной установки для обработки углеводородного сырья магнитным полем.

Исследования планируется проводить в соответствии с календарным планом:

Литературный и патентный поиск по теме научной работы. Сборка лабораторной установки глубоковакуумной перегонки нефтяных остатков. Создание базы и освоение методики определения размеров частиц дисперсной фазы.

Пусконаладка лабораторной установки первичной подготовки и установки магнитно – акустической обработки углеводородного сырья.

Проведение экспериментальных исследований по магнитно – акустической обработки углеводородного сырья и его последующей подготовке. Анализ сырья и продуктов.

Выводы.

Раздел I Теоретическая часть

1.1 Нетрадиционные методы активирования углеводородного сырья

Использование магнитного поля в процессах переработки углеводородного сырья начато относительно недавно. Положительные примеры применения магнитного поля при переработки углеводородных систем в сочетании с простотой эксплуатации, безреагентностью, экологической частотой и быстрой окупаемостью открывают новые возможности интенсификации процессов.

Под влиянием воздействий магнитного поля нефтяные дисперсные системы (НДС) претерпевают изменения в строении и свойствах [3].

Согласно современным представлениям нефть и нефтяные остатки состоят из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов. По коллоидно – химическим свойствам они являются нефтяными дисперсными системами (НДС) со сложной внутренней организацией, способной изменяться под воздействием внешних факторов. Физико – химические и структурно – реологические свойства НДС определяются структурой, размерами и составом сложных структурных единиц.

По литературным данным одним из основных ценообразующих параметров является затрата на подготовку нефти, в том числе на ее обезвоживание и обессоливание. Как известно, основным способом подготовки нефти в настоящее время является ее термохимическая обработка с использованием химических реагентов – деэмульгаторов. Недостатки термохимической подготовки нефти – высокое энергопотребление, металлоемкость и экологическая опасность общеизвестны, поэтому в настоящее время интенсивно проводятся поиски новых методов подготовки нефти, включая магнитное, электрическое, электромагнитное, акустическое и иные воздействия на водонефтяную систему. В частности, в Институте химии нефти СО РАН г. Томска в течение длительного времени проводятся исследования по

воздействию на различные дисперсные среды магнитных полей. Влияние постоянного магнитного поля на устойчивость водонефтяной эмульсии впервые было обнаружено при исследовании возможностей разрушения нефти Малоического месторождения (содержание воды в нефти до 75 %). Была проведена серия экспериментов по разрушению водонефтяной эмульсии и в результате прокачки через магнитный активатор жидкости в термостатируемый приемник, где она отстаивалась, после чего углеводородную и водную фазы разделили и проанализировали. В результате достигнута максимальная степень обезвоживания (93 – 95%).

К настоящему времени природа процессов структурообразования и их связь с реологическими свойствами НДС еще полностью не выяснены, и этим объясняется отсутствие достаточной четкости в вопросах регулирования реологических свойств различных нефтей в условиях добычи, подготовки и переработки.

Слабоэнергетические технологии (акустические, вибрационные, магнитные и др.), с помощью которых можно без заметных внешних энергетических затрат или с использованием внутренних резервов вещества перестраивать его структуру, являются наиболее перспективными в виду их экономичности, эффективности и доступности. Эти методы находят все более широкое применение в нефтяной промышленности. Их использование позволяет за короткий промежуток времени достичь значительного уровня разрушения структуры нефтяных ассоциатов и поддерживать этот уровень в течение времени.

Во многих областях хозяйственной деятельности человека (в том числе и при нефтедобычи) накоплен большой положительный опыт применения магнитного поля, создаваемого специальными устройствами – магнитоактиваторами. Промышленные испытания выявили положительное влияние магнитного поля на ряде месторождений. Научное объяснение результатов, полученных на практике, ограничено недостаточной теоретической проработкой проблемы действия сил магнитного поля из-

за сложности структурных и энергетических превращений в веществах различного строения на микро- и макроуровне. Поэтому всестороннее изучение поведения нефтей различного состава в магнитном поле позволят углубить и расширить наше понимание вопросов, рассматривающих влияние физических полей на различные структурированные системы, в том числе и на исследуемые нами нефтяные коллоидно-дисперсные системы [5].

^ 1.2 Освоение методики определения размеров частиц дисперсной фазы

Для Грозненских нефтей были определены размеры частиц дисперсной фазы фотоколориметрическим методом, значения которых представлены в таблице 1.

^ Таблица 1 – Результаты определения частиц дисперсной фазы исходных нефтей

Длина волны λ, нм

Оптическая плотность

Диаметр частиц, нм

Московская нефть

540

1,5

117

590

0,56

134

670

0,14

79

Черная нефть

590

0,8

155

670

0,23

115

Виноградная нефть

590

1,4

183

670

0,48

152

Критерием эффективности обработки магнитным полем углеводородного сырья является средний диаметр дисперсных частиц изменение которых проводится с помощью фотоколориметра КФК – 2, в соответствии с рисунком 1.

Использование тонкослойной кюветы позволяет получить более точные результаты, а также открывает возможность для расчета количества дисперсных частиц.

Определение оптической плотности проводили на фотоколориметре

КФК – 2 на длинах волн 540 – 670 нм с использованием тонкослойной кюветы.

^ Рисунок 1 – Фотоколориметр КФК - 2

. Тонкослойная кювета представляет собой два предметных стекла между которыми помещена прокладка толщиной 0,017 см в соответствии с рисунком 2. Прокладка изготовлена из инертного недеформируемого материала, это может быть пленка или слюда, для получения определенной толщины слоя, которая имеет окно и канал стока. Прокладку помещают на предметное стекло, в центр которого капают одну каплю нефтепродукта и закрывают вторым стеклом а направлении канала стока. При этом продукт полностью заполняет пространство кюветы, а излишки выдавливаются через канал стока. Таким образом

получается фиксированная толщина слоя нефтепродукта. Во избежании сдвига фиксируют тонкослойную кювету зажимом.

Рисунок 2 - Сборка тонкослойной кюветы

^ 1.3 Сборка лабораторной установки магнитно – акустической обработки углеводородного сырья

Для изучения влияния магнитно – акустической обработки углеводородного сырья на дисперсное состояние углеводородных систем была собрана лабораторная установка представленная в соответствии с рисунком 3.

1 – термометр; 2 – обогреваемая емкость; 3 – термомаслостойкие трубки;

4 – перистальтический насос; 5 – магнетизатор; 6 – приемник.

Рисунок 3 – Лабораторная установка магнитно – акустической обработки

нефти

Данная установка включает в себя сырьевую емкость, которая будит способствовать прогреву исследуемой нефти до необходимой температуры; насос с помощью которого возможно осуществить прокачку нефти через постоянные магниты (магнетизатор).

Для исследования влияния на нефтяные системы постоянного магнитного поля большей магнитной индукции возможно использование магнетизатора, магнитное поле в котором создается электромагнитами. Схема такого магнетизатора представлена в соответствии с рисунком 4. Технические характеристики аппарата: оптимальное значение конструктивного модуля аппарата 13,5 мТл*м, магнитная индукция в рабочем зазоре составляет 0,2 Тл, интервал линейных скоростей потока 0,5 – 1,5 м\с, производительность 6 – 9 м3\ч, диаметр аппарата в цилиндрической части 195 мм, продольный размер аппарата 942 мм, масса 100 кг, максимальная сила тока 0,39 А, потребляемая мощность 89 Вт.

При подготовке к эксплуатации аппарата была разработана инструкция по его применению, в которой приведены назначение, технические характеристики, устройство и принцип работы аппарата. Описаны основные операции монтажа и подготовки, предусмотрены необходимые меры по безопасной эксплуатацуии магнетизатора и обеспечения нормальных условий для обслуживающего персонала.

1 – катушки; 2 – корпус; 3 – магнитопрово мТл*м, магнитная индукция в рабочем зазоре составляет ; 4 – активный зазор.

Рисунок 4 – Схема магнетизатора

Заключение

Внедрение нетрадиционных методов активирования нефтяного сырья, воздействие на нефтяные остатки различного типа полями (электрическим, акустическим, магнитным) по результатам исследований как отечественных, так и зарубежных научно – исследовательских институтов способствуют снижению размеров нефтяных ассоциатов, увеличению глубины переработки нефти, а также уменьшению энергозатрат. Перевод сырья в активное состояние дает возможность более полно реализовать потенциальные возможности сырья и добиться повышения выхода целевых продуктов или улучшения показателей их качества. Таким образом, магнитное поле существенно влияет на размеры частиц коллоидно – дисперсной фазы нефтяных систем и, следовательно, на их реологические характеристики.

Преимуществом изменения дисперсной структуры углеводородного сырья является безреагентность, т.е. в систему ничего не добавляется, нет необходимости поддерживать ресурсы веществ, используемых в качестве добавок, кроме того, экологичность волновых воздействий в ряде случаев выше, чем добавки специальных веществ в систему.

В настоящее время ведется работа по совершенствованию процесса подготовки различных нефтей к первичной переработке. Замысел в данной области вполне целесообразен и практически осуществим.

Исследование способа подготовки нефтяного сырья с помощью магнитных полей является актуальной задачей.

^ Список использованных источников

1 Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти. М: Химия.

2001, С. 333.

2 Хуторянский Ф.М. Разработка и внедрение высокоэффективных

технологий подготовки нефти на электрообессоливающих установках

НПЗ. Автореф. дисс.д.т.н., М., 2008,стр.

3 Пивоварова Н.А. Интенсификация процессов переработки

углеводородного сырья воздействием постоянного магнитного поля.

Автореф. дисс. д.т.н., М., 2005, стр.3

4 Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина. Влияние магнитного поля на структурно–

реологические свойства нефтей //Известия Томского

политехнического университета.Томск, 2006г., Т.309. №4. С. 104.

В.В. Леоненко, Г.А. Сафонов. Магнитно – акустическая обработка нефти Талаканского месторождения //Нефтепереработка и нефтехимия. 2005г. №3. С. 10.

6 Пивоварова Н.А., Клепова Н.А., Белинский Б.И., Туманян Б.П. Влияние

магнитного поля на результаты перегонки нефтяных остатков//

Нефтепереработка и нефтехимия, 2003, №12, С.23 – 26.

Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Ч1. Общие

свойства и первичные методы переработки нефти и газа. М.: Химия,

1972. С. 360.

www.ronl.ru

Реферат - отчет 17 с., 1 табл., 4 рис., 7 источников. Магнитная обработки, нефти, первичная подготовка.

РЕФЕРАТ

Отчет 17 с., 1 табл., 4 рис., 7 источников.

МАГНИТНАЯ ОБРАБОТКИ, НЕФТИ, ПЕРВИЧНАЯ ПОДГОТОВКА

Одним из основных процессов в первичной переработке нефти является ее промысловая подготовка, т.е. извлечение из нефти нежелательных компонентов, таких как углеводородный газ, пластовая вода и механические примеси [1].

В задачу промысловой подготовки нефти входят отделении от нее основной части примесей и доведения ее качества по содержанию примесей до требования ГОСТа на нефть, готовую к переработке.

В настоящее время ужесточаются требования по содержанию нежелательных компонентов в нефти, так как их присутствие вызывает коррозию оборудования, в значительной степени снижает качественные характеристики получаемых нефтепродуктов и сроки службы дорогостоящих катализаторов. С этой целью используют электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) с различного рода дегидраторами (шаровыми, вертикальными, цилиндрическими, горизонтальными), современные деэмульгаторы. Тем не менее необходимой полноты удаления нежелательных компонентов они не обеспечивают. В связи с этим встал вопрос о совершенствовании существующих процессов обессоливания, обезвоживания и фильтрации нефти с помощью нетрадиционных методов [2].

Данный отчет включает теоретические основы по нетрадиционным методам активирования углеводородного сырья, освоение методики определения частиц дисперсной фазы и сборку лабораторной установки магнитно – акустической обработки углеводородного сырья.

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Введение 5

Раздел I Теоретическая часть 7

1.1 Нетрадиционные методы активирования углеводородного сырья 7

1.2 Освоение методики определения размеров

частиц дисперсной фазы 10

1.3 Сборка лабораторной установки магнитно – акустической

обработки углеводородного сырья 13 Заключение 16

Список использованных источников 17

Введение

Подготовка нефти на промыслах занимает важное положение среди основных процессов, связанных с добычей, сбором и транспортированием товарной нефти потребителю – нефтеперерабатывающим заводам или на экспорт. От качества подготовленной нефти зависят эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта, качество полученных из нее продуктов [1].

К поступающей на переработку нефти предъявляются довольно жесткие требования по содержанию эмульгированной воды, хлористых солей, механических примесей и др., обуславливающих коррозию оборудования, в значительной степени определяющих качественные характеристики получаемых нефтепродуктов, сроки службы дорогостоящих катализаторов.

Высокая эффективность процесса обессоливания и обезвоживания нефти достигается за счет оптимизации технологических параметров, использования деэмульгаторов, модернизации оборудования, все это влечет за собой большие затраты, и в целом снижает экономическую эффективность [2].

Таким образом актуален поиск менее дорогостоящих методов, не требующих больших капитальных вложений и энергетических затрат, позволяющих добиться более эффективного удаления нежелательных компонентов из нефти. Значительного повышения эффективности производства на действующих установках можно добиться путем внедрения нетрадиционных методов, а именно воздействием на сырье различного типа полями (магнитное, акустическое).

Целью данной работы является исследование дисперсных характеристик углеводородного сырья, т.е. освоение методики определения размеров частиц нефтяной дисперсной системы, сборка

лабораторной установки для обработки углеводородного сырья магнитным полем.

Исследования планируется проводить в соответствии с календарным планом:

1. Литературный и патентный поиск по теме научной работы. Сборка лабораторной установки глубоковакуумной перегонки нефтяных остатков. Создание базы и освоение методики определения размеров частиц дисперсной фазы.

2. Пусконаладка лабораторной установки первичной подготовки и установки магнитно – акустической обработки углеводородного сырья.

3. Проведение экспериментальных исследований по магнитно – акустической обработки углеводородного сырья и его последующей подготовке. Анализ сырья и продуктов.

4. Выводы.

Раздел I Теоретическая часть

1.1 Нетрадиционные методы активирования углеводородного сырья

Использование магнитного поля в процессах переработки углеводородного сырья начато относительно недавно. Положительные примеры применения магнитного поля при переработки углеводородных систем в сочетании с простотой эксплуатации, безреагентностью, экологической частотой и быстрой окупаемостью открывают новые возможности интенсификации процессов.

Под влиянием воздействий магнитного поля нефтяные дисперсные системы (НДС) претерпевают изменения в строении и свойствах [3].

Согласно современным представлениям нефть и нефтяные остатки состоят из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов. По коллоидно – химическим свойствам они являются нефтяными дисперсными системами (НДС) со сложной внутренней организацией, способной изменяться под воздействием внешних факторов. Физико – химические и структурно – реологические свойства НДС определяются структурой, размерами и составом сложных структурных единиц.

По литературным данным одним из основных ценообразующих параметров является затрата на подготовку нефти, в том числе на ее обезвоживание и обессоливание. Как известно, основным способом подготовки нефти в настоящее время является ее термохимическая обработка с использованием химических реагентов – деэмульгаторов. Недостатки термохимической подготовки нефти – высокое энергопотребление, металлоемкость и экологическая опасность общеизвестны, поэтому в настоящее время интенсивно проводятся поиски новых методов подготовки нефти, включая магнитное, электрическое, электромагнитное, акустическое и иные воздействия на водонефтяную систему. В частности, в Институте химии нефти СО РАН г. Томска в течение длительного времени проводятся исследования по

воздействию на различные дисперсные среды магнитных полей. Влияние постоянного магнитного поля на устойчивость водонефтяной эмульсии впервые было обнаружено при исследовании возможностей разрушения нефти Малоического месторождения (содержание воды в нефти до 75 %). Была проведена серия экспериментов по разрушению водонефтяной эмульсии и в результате прокачки через магнитный активатор жидкости в термостатируемый приемник, где она отстаивалась, после чего углеводородную и водную фазы разделили и проанализировали. В результате достигнута максимальная степень обезвоживания (93 – 95%).

К настоящему времени природа процессов структурообразования и их связь с реологическими свойствами НДС еще полностью не выяснены, и этим объясняется отсутствие достаточной четкости в вопросах регулирования реологических свойств различных нефтей в условиях добычи, подготовки и переработки.

Слабоэнергетические технологии (акустические, вибрационные, магнитные и др.), с помощью которых можно без заметных внешних энергетических затрат или с использованием внутренних резервов вещества перестраивать его структуру, являются наиболее перспективными в виду их экономичности, эффективности и доступности. Эти методы находят все более широкое применение в нефтяной промышленности. Их использование позволяет за короткий промежуток времени достичь значительного уровня разрушения структуры нефтяных ассоциатов и поддерживать этот уровень в течение времени.

Во многих областях хозяйственной деятельности человека (в том числе и при нефтедобычи) накоплен большой положительный опыт применения магнитного поля, создаваемого специальными устройствами – магнитоактиваторами. Промышленные испытания выявили положительное влияние магнитного поля на ряде месторождений. Научное объяснение результатов, полученных на практике, ограничено недостаточной теоретической проработкой проблемы действия сил магнитного поля из-

за сложности структурных и энергетических превращений в веществах различного строения на микро- и макроуровне. Поэтому всестороннее изучение поведения нефтей различного состава в магнитном поле позволят углубить и расширить наше понимание вопросов, рассматривающих влияние физических полей на различные структурированные системы, в том числе и на исследуемые нами нефтяные коллоидно-дисперсные системы [5].

1.2 Освоение методики определения размеров частиц дисперсной фазы

Для Грозненских нефтей были определены размеры частиц дисперсной фазы фотоколориметрическим методом, значения которых представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты определения частиц дисперсной фазы исходных нефтей

Длина волны λ, нм

Оптическая плотность

Диаметр частиц, нм

Московская нефть

540

1,5

117

590

0,56

134

670

0,14

79

Черная нефть

590

0,8

155

670

0,23

115

Виноградная нефть

590

1,4

183

670

0,48

152

Критерием эффективности обработки магнитным полем углеводородного сырья является средний диаметр дисперсных частиц изменение которых проводится с помощью фотоколориметра КФК – 2, в соответствии с рисунком 1.

Использование тонкослойной кюветы позволяет получить более точные результаты, а также открывает возможность для расчета количества дисперсных частиц.

Определение оптической плотности проводили на фотоколориметре

КФК – 2 на длинах волн 540 – 670 нм с использованием тонкослойной кюветы.

Рисунок 1 – Фотоколориметр КФК — 2

. Тонкослойная кювета представляет собой два предметных стекла между которыми помещена прокладка толщиной 0,017 см в соответствии с рисунком 2. Прокладка изготовлена из инертного недеформируемого материала, это может быть пленка или слюда, для получения определенной толщины слоя, которая имеет окно и канал стока. Прокладку помещают на предметное стекло, в центр которого капают одну каплю нефтепродукта и закрывают вторым стеклом а направлении канала стока. При этом продукт полностью заполняет пространство кюветы, а излишки выдавливаются через канал стока. Таким образом

получается фиксированная толщина слоя нефтепродукта. Во избежании сдвига фиксируют тонкослойную кювету зажимом.

Рисунок 2 — Сборка тонкослойной кюветы

1.3 Сборка лабораторной установки магнитно – акустической обработки углеводородного сырья

Для изучения влияния магнитно – акустической обработки углеводородного сырья на дисперсное состояние углеводородных систем была собрана лабораторная установка представленная в соответствии с рисунком 3.

1 – термометр; 2 – обогреваемая емкость; 3 – термомаслостойкие трубки;

4 – перистальтический насос; 5 – магнетизатор; 6 – приемник.

Рисунок 3 – Лабораторная установка магнитно – акустической обработки

нефти

Данная установка включает в себя сырьевую емкость, которая будит способствовать прогреву исследуемой нефти до необходимой температуры; насос с помощью которого возможно осуществить прокачку нефти через постоянные магниты (магнетизатор).

Для исследования влияния на нефтяные системы постоянного магнитного поля большей магнитной индукции возможно использование магнетизатора, магнитное поле в котором создается электромагнитами. Схема такого магнетизатора представлена в соответствии с рисунком 4. Технические характеристики аппарата: оптимальное значение конструктивного модуля аппарата 13,5 мТл*м, магнитная индукция в рабочем зазоре составляет 0,2 Тл, интервал линейных скоростей потока 0,5 – 1,5 м\с, производительность 6 – 9 м3 \ч, диаметр аппарата в цилиндрической части 195 мм, продольный размер аппарата 942 мм, масса 100 кг, максимальная сила тока 0,39 А, потребляемая мощность 89 Вт.

При подготовке к эксплуатации аппарата была разработана инструкция по его применению, в которой приведены назначение, технические характеристики, устройство и принцип работы аппарата. Описаны основные операции монтажа и подготовки, предусмотрены необходимые меры по безопасной эксплуатацуии магнетизатора и обеспечения нормальных условий для обслуживающего персонала.

1 – катушки; 2 – корпус; 3 – магнитопрово мТл*м, магнитная индукция в рабочем зазоре составляет; 4 – активный зазор.

Рисунок 4 – Схема магнетизатора

Заключение

Внедрение нетрадиционных методов активирования нефтяного сырья, воздействие на нефтяные остатки различного типа полями (электрическим, акустическим, магнитным) по результатам исследований как отечественных, так и зарубежных научно – исследовательских институтов способствуют снижению размеров нефтяных ассоциатов, увеличению глубины переработки нефти, а также уменьшению энергозатрат. Перевод сырья в активное состояние дает возможность более полно реализовать потенциальные возможности сырья и добиться повышения выхода целевых продуктов или улучшения показателей их качества. Таким образом, магнитное поле существенно влияет на размеры частиц коллоидно – дисперсной фазы нефтяных систем и, следовательно, на их реологические характеристики.

Преимуществом изменения дисперсной структуры углеводородного сырья является безреагентность, т.е. в систему ничего не добавляется, нет необходимости поддерживать ресурсы веществ, используемых в качестве добавок, кроме того, экологичность волновых воздействий в ряде случаев выше, чем добавки специальных веществ в систему.

В настоящее время ведется работа по совершенствованию процесса подготовки различных нефтей к первичной переработке. Замысел в данной области вполне целесообразен и практически осуществим.

Исследование способа подготовки нефтяного сырья с помощью магнитных полей является актуальной задачей.

Список использованных источников

1 Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти. М: Химия.

2001, С. 333.

2 Хуторянский Ф.М. Разработка и внедрение высокоэффективных

технологий подготовки нефти на электрообессоливающих установках

НПЗ. Автореф. дисс.д.т.н., М., 2008, стр.

3 Пивоварова Н.А. Интенсификация процессов переработки

углеводородного сырья воздействием постоянного магнитного поля.

Автореф. дисс. д.т.н., М., 2005, стр.3

4 Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина. Влияние магнитного поля на структурно–

реологические свойства нефтей //Известия Томского

политехнического университета.Томск, 2006г., Т.309. №4. С. 104.

5 В.В. Леоненко, Г.А. Сафонов. Магнитно – акустическая обработка нефти Талаканского месторождения //Нефтепереработка и нефтехимия. 2005г. №3. С. 10.

6 Пивоварова Н.А., Клепова Н.А., Белинский Б.И., Туманян Б.П. Влияние

магнитного поля на результаты перегонки нефтяных остатков//

Нефтепереработка и нефтехимия, 2003, №12, С.23 – 26.

7 Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Ч1. Общие

свойства и первичные методы переработки нефти и газа. М.: Химия,

1972. С. 360.

www.ronl.ru