Описание установки Гидрокрекинга
Описание установки Гидрокрекинга
жүктеу/скачать 207,16 Kb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- 2 Технологическая часть 2.1 Физико-химические характеристики исходного сырья месторождения Прорва
- Характеристика фракций, выкипающих до 200 °С
- . Групповой углеводородный состав фракций
| 1.2 Описание установки Гидрокрекинга
Гидрокрекинг — один из видов крекинга, переработка высококипящих нефтяных фракций, мазута, вакуумного газойля или деасфальтизата для получения бензина, дизельного и реактивного топлива, смазочных масел, сырья для каталитического крекинга и другого. Процесс осуществляемый с использованием водорода с целью уменьшения молекулярной массы компонентов сырья и изменения пропорций, в которых эти компоненты встречаются. Гидрокрекинг — гидрокаталитическая переработка сырья для получения базовых масел с высоким индексом вязкости (100 и выше), низким содержанием сернистых и ароматических углеводородов. Масла нужного качества получаются не удалением нежелательных компонентов из сырья (как в случае с очисткой селективными растворителями, адсорбционной очисткой и гидроочисткой), а преобразованием их в углеводороды необходимой структуры за счёт реакций гидрирования, крекинга, изомеризации и гидрогенолиза (происходит удаление серы, азота, кислорода), что сказывается на стабильности получаемых масел. При гидрокрекинге получают высококачественные основы широкого ассортимента товарных смазочных масел: гидравлических, трансформаторных, моторных, энергетических, индустриальных и так далее. По своим физико-химическим свойствам масла ГК приближаются к синтетическим маслам (ПАО), при более низкой стоимости производства. По сравнению с базовыми маслами, получаемыми традиционными способами очистки, имеют безоговорочные преимущества, особенно при производстве автомобильных масел. 2 Технологическая часть 2.1Физико-химические характеристики исходного сырья месторождения Прорва Месторождение Прорва. Месторождение находится в 70 км к югу от нефтепромысла Каратон и в 170 км к юго-востоку от г. Атырау. Структура представляет собой солянокупольную складку широтного простирания размером 15×5 км по кровле II среднекелловейского гори- зонта с амплитудой 110 м. Складка разбита крупным продольным сбросом на северное опущенное и южное приподнятое крылья, амплитуда сброса колеблется от 20 м на западе до 50 60 м на северо-востоке. Структура была выявлена сейсмическими исследованиями в 1955 г. В 1959 г. начато глубокое разведочное бурение. Месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1963 г. Нефти всех горизонтов относятся к сернистым, высокопарафинистым, смолистым. Нефть содержит (%): серы 0,13-1,70, парафина 0,95-2,14, смол сернокислотных 8-27, масел до 4,8. Выход легких фракций до 300 °С составляет 40-58 % из нефтей I, II и IV горизонтов и 60-74,5 % из III горизонта. Плотноеть нефтей изменяется от 0,847 до 0,885 г/см3. Вязкость пластовой нефти колеблется от 0,58 до 1,02 мПа*с. Газ содержит (%): метан 83,3-83,6, этан 4,0-4,4, пропан + высшие 2,76-6,86, углекислый газ 0,71-1,74, азот 0,93-2,33, гелий 0,0037-0,0170. Плотность газа по воздуху 0,615-0,648. Остатки прорвинской нефти с выходами 60-75 % по своим параметрам напоминают бузачинские нефти. Так, для остатка прорвинской нефти с выходом 62,54 % плотность равна 0,9292 г/см3, температура застывания минус 20 °С, коксуемость 7,54 %, содержание серы 1,97 %. Это в опре- деленной степени свидетельствует о возможном родстве прорвинской нефти с нефтью, из которой возникли существующие залежи высокосмо- листых нефтей п-ва Бузачи. Данные об изменении вязкости и плотности нефти с температуройведены в табл. 227. Таблица 227. Температурная зависимость вязкости и плотности нефти
Физико-химическая характеристика смеси нефтей юрского горизонта (2200-2200 м) такова:ρ420 0,0703; М 282; кинематическая вязкость при 20 °C 8,58 м2/с, при 50 °C 3,72 мм2/с; температура вспышки взакрытом тигле минус 22 °C, застывания с обработкой минус 36 °C;содержание парафина 3,12 %, температура его плавления 50 °С; содер-жание серы 1,25 %, азота 0,08, смол сернокислотных 16, асфальтенов2,99 %; коксуемость 2,95 %; кислотное число 0,11 мг КОН на 1 г нефти; выход фракций: 28-200 °C - 25,8 %, 28-300 °C - 48,2 %, 28-350 °C-69,8 %. Разгонка нефти по ГОСТу 2177-82 при н. к.- 100 °C: 120 °C - 5 %,140 °C - 10, 150 °C - 14, 160 °C - 17, 180 °C - 23, 200 °C - 28, 220 °C-34, 240 °C- 38, 260 °C - 43, 280 °C - 47, 300 °C - 55 %. Состав газов (до С4), растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов (до C5) следующий: выход на нефть - 0,19 и 0,68 % соответ-ственно; С2H6 - 7,8 и 2,2 %; C3H8 - 12,7 и 3,5 %; изо-C4H10 - 15,6 и4,4 %; н-C4H10 - 63,9 и 17,6 %; изо-C5H12 - 32,6, н-C5H12 - 39,7 % (два последних значения для C4) Потенциальное содержание фракций в нефти таково:
Результаты некоторых других анализов фракций и остатков приведены в табл. 228-235. Таблица 228. Характеристика фракций, выкипающих до 200 °С
Таблица 229. Групповой углеводородный состав фракций, жүктеу/скачать 207,16 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||