Comment est traitée l’huile ? Distillation du pétrole, raffinage du pétrole primaire et secondaire Raffinage du pétrole.

Introduction

I. Raffinage du pétrole primaire

1. Distillation secondaire des fractions essence et diesel

1.1 Distillation secondaire de la fraction essence

1.2 Distillation secondaire de la fraction diesel

II. Processus thermiques de la technologie du raffinage du pétrole

2. Base théorique pour contrôler les processus de cokéfaction retardée et de cokéfaction dans la couche de liquide de refroidissement

2.1 Procédés de cokéfaction retardés

2.2 Cokéfaction dans la couche réfrigérante

III. Technologies des procédés thermocatalytiques et thermohydrocatalytiques

raffinage de pétrole

3. Hydrotraitement des fractions kérosènes

IV. Technologies de traitement du gaz

4. Traitement des gaz de raffinerie - unités de fractionnement des gaz par absorption (AGFU) et unités de fractionnement des gaz (GFC)

4.1 Usines de fractionnement de gaz (GFU)

4.2 Unités de fractionnement des gaz par absorption (AGFU)

Conclusion

Bibliographie

Introduction

L’industrie pétrolière constitue aujourd’hui un vaste complexe économique national qui vit et se développe selon ses propres lois. Que signifie le pétrole aujourd’hui ? économie nationale des pays? Il s'agit : des matières premières pour la pétrochimie dans la production de caoutchouc synthétique, d'alcools, de polyéthylène, de polypropylène, d'une large gamme de plastiques divers et de produits finis fabriqués à partir de ceux-ci, de tissus artificiels ; source de production de carburants automobiles (essence, kérosène, diesel et carburéacteurs), d'huiles et de lubrifiants, ainsi que de combustible pour chaudières et fours (mazout), matériaux de construction(bitume, goudron, asphalte) ; matières premières pour la production d'un certain nombre de préparations protéiques utilisées comme additifs dans l'alimentation du bétail pour stimuler leur croissance.

Actuellement, l'industrie pétrolière Fédération Russe se classe au 3ème rang mondial. Le complexe pétrolier russe comprend 148 000 puits de pétrole, 48 300 km d'oléoducs principaux, 28 raffineries de pétrole d'une capacité totale de plus de 300 millions de tonnes de pétrole par an, ainsi qu'un grand nombre d'autres installations de production.

Dans les entreprises Industrie pétrolière et les industries qui la desservent emploient environ 900 000 travailleurs, dont environ 20 000 personnes dans le domaine de la science et des services scientifiques.

La chimie organique industrielle a connu un développement long et complexe, au cours duquel sa base de matières premières a radicalement changé. Partant de la transformation des matières premières végétales et animales, elle s'est ensuite transformée en chimie du charbon ou du coke (recyclage des déchets du charbon à coke), pour finalement se transformer en pétrochimie moderne, qui ne s'est plus longtemps contentée des seuls déchets du raffinage du pétrole. Pour le fonctionnement réussi et indépendant de son industrie principale - la synthèse organique lourde, c'est-à-dire à grande échelle, le procédé de pyrolyse a été développé, autour duquel sont basées les oléfines modernes. complexes pétrochimiques. Elles reçoivent puis traitent principalement des oléfines inférieures et des dioléfines. La base de matières premières pour la pyrolyse peut varier des gaz associés au naphta, au gazole et même au pétrole brut. Initialement destiné uniquement à la production d'éthylène, le procédé est désormais également un fournisseur à grande échelle de propylène, de butadiène, de benzène et d'autres produits.

Le pétrole est notre richesse nationale, la source de la puissance du pays, le fondement de son économie.

technologie de traitement du gaz de pétrole

je. Raffinage du pétrole primaire

1. Distillation secondaire des fractions essence et diesel

Distillation secondaire - division des fractions obtenues lors de la distillation primaire en coupes plus étroites, dont chacune est ensuite utilisée à ses propres fins.

A la raffinerie, la fraction essence large, la fraction diesel (lors de la réception des matières premières de l'unité d'extraction de paraffine par adsorption), les fractions pétrolières, etc. sont soumises à une distillation secondaire. Le processus est réalisé dans des installations ou unités distinctes faisant partie des installations AT et AVT.

La distillation du pétrole - le processus de séparation en fractions basées sur les points d'ébullition (d'où le terme « fractionnement ») - est à la base du raffinage du pétrole et de la production de carburants automobiles, d'huiles lubrifiantes et de divers autres produits chimiques précieux. La distillation primaire du pétrole est la première étape de l'étude de son composition chimique.

Les principales fractions isolées lors de la distillation primaire du pétrole :

1. Fraction essence– huile coupée avec un point d’ébullition de av. (point d'ébullition, individuel pour chaque huile) jusqu'à 150-205 0 C (en fonction de l'objectif technologique de production d'essence automobile, aéronautique ou autre essence spéciale).

Cette fraction est un mélange d'alcanes, de naphtènes et d'hydrocarbures aromatiques. Tous ces hydrocarbures contiennent de 5 à 10 atomes de carbone.

2. Fraction kérosène– coupe huile ayant un point d'ébullition de 150-180 0 C à 270-280 0 C. Cette fraction contient des hydrocarbures en C10-C15.

Il est utilisé comme carburant automobile (kérosène des tracteurs, un composant du carburant diesel), pour les besoins domestiques (kérosène d'éclairage), etc.

3. Fraction gazole– point d'ébullition de 270-280 0 C à 320-350 0 C. Cette fraction contient des hydrocarbures en C14-C20. Utilisé comme carburant diesel.

4. Essence– le résidu après distillation des fractions énumérées ci-dessus ayant un point d'ébullition supérieur à 320-350 0 C.

Le fioul peut être utilisé comme combustible de chaudière ou soumis à un traitement ultérieur - soit une distillation sous pression réduite (sous vide) avec la sélection de fractions de pétrole, soit une large fraction de gazole sous vide (servant à son tour de matière première pour le craquage catalytique). pour obtenir un composant d'essence à indice d'octane élevé), ou le craquage.

5. Le goudron- résidu quasi solide après distillation des fractions pétrolières du fioul. On en tire ce que l'on appelle les huiles résiduelles et le bitume, à partir desquels l'asphalte est obtenu par oxydation, utilisé dans la construction de routes, etc. A partir du goudron et d'autres résidus d'origine secondaire, le coke peut être obtenu par cokéfaction, utilisé dans l'industrie métallurgique.

1 .1 Distillation secondaire de la fraction essence

La distillation secondaire du distillat d’essence est soit un processus indépendant, soit elle fait partie d’une installation combinée au sein d’une raffinerie de pétrole. Dans les usines modernes, les installations de distillation secondaire du distillat d'essence sont conçues pour en obtenir des fractions étroites. Ces fractions sont ensuite utilisées comme matière première pour le reformage catalytique - un processus qui aboutit à la production d'hydrocarbures aromatiques individuels - benzène, toluène, xylènes ou essence avec un indice d'octane plus élevé. Dans la production d'hydrocarbures aromatiques, le distillat d'essence initial est divisé en fractions avec des points d'ébullition : 62-85°C (benzène), 85-115 (120)°C (toluène) et 115 (120)-140°C (xylène ).

La fraction essence est utilisée pour produire différents types de carburants automobiles. C'est un mélange de divers hydrocarbures, notamment des alcanes droits et ramifiés. Les caractéristiques de combustion des alcanes à chaîne droite ne sont pas parfaitement adaptées aux moteurs à combustion interne. Par conséquent, la fraction essence est souvent soumise à un reformage thermique pour convertir les molécules non ramifiées en molécules ramifiées. Avant utilisation, cette fraction est généralement mélangée à des alcanes ramifiés, des cycloalcanes et des composés aromatiques obtenus à partir d'autres fractions par craquage catalytique ou reformage.

La qualité de l'essence en tant que carburant automobile est déterminée par son indice d'octane. Il indique le pourcentage volumique de 2,2,4-triméthylpentane (isooctane) dans un mélange de 2,2,4-triméthylpentane et d'heptane (un alcane à chaîne droite) qui présente les mêmes caractéristiques de détonation de combustion que l'essence testée.

Un mauvais carburant a un indice d'octane de zéro et un bon indice d'octane est de 100. L'indice d'octane de la fraction essence obtenue à partir du pétrole brut ne dépasse généralement pas 60. Les caractéristiques de combustion de l'essence sont améliorées par l'ajout d'un additif antidétonant, qui est le plomb tétraéthyle (IV). , Pb(C 2 H 5) 4. Le plomb tétraéthyle est un liquide incolore obtenu en chauffant du chloroéthane avec un alliage de sodium et de plomb :

Lorsque l'essence contenant cet additif brûle, des particules de plomb et d'oxyde de plomb (II) se forment. Ils ralentissent certaines étapes de combustion du carburant essence et empêchent ainsi sa détonation. Outre le plomb tétraéthyle, le 1,2-dibromoéthane est également ajouté à l'essence. Il réagit avec le plomb et le plomb(II) pour former du bromure de plomb(II). Le bromure de plomb (II) étant un composé volatil, il est éliminé des gaz d’échappement des moteurs de voiture. Le distillat d'essence d'une large composition fractionnée, par exemple du point d'ébullition initial à 180 ° C, est pompé à travers des échangeurs de chaleur et introduit dans le premier serpentin du four, puis dans la colonne de distillation. Le produit principal de cette colonne est la fraction n. La température - 85 °C, passant par un appareil de refroidissement à air et un réfrigérateur, pénètre dans le récepteur. Une partie du condensat est pompée pour l'irrigation vers le haut de la colonne et le reste est envoyé vers une autre colonne. La chaleur est fournie à la partie inférieure de la colonne par reflux circulant (fraction 85-180 °C), pompée à travers le deuxième serpentin du four et envoyée au fond de la colonne. Le reste du fond de la colonne est envoyé par pompe vers une autre colonne.

Les vapeurs de la fraction de tête sortant en tête de colonne (n.c. - 62 °C) sont condensées dans un appareil de refroidissement à air ; Le condensat, refroidi dans un refroidisseur d'eau, est collecté dans le récepteur. De là, le condensat est envoyé par pompe vers le réservoir, et une partie de la fraction sert d'irrigation à la colonne. Le produit résiduel - la fraction 62-85 °C - à la sortie de la colonne par le bas, est dirigé par une pompe à travers un échangeur de chaleur et des réfrigérateurs vers le réservoir. Comme produit de tête de la colonne, on obtient une fraction de 85 à 120 °C qui, après avoir traversé l'appareil, entre dans le récepteur. Une partie du condensat est renvoyée en tête de colonne pour l'irrigation, et le reste est évacué de l'installation par une pompe vers le réservoir.

Vladimir Khomoutko

Temps de lecture : 5 minutes

Un Un

Technologies modernes pour approfondir le raffinage du pétrole

DANS plan stratégique Les principaux objectifs de la modernisation du raffinage du pétrole russe sont les suivants :

• maximiser la production de carburants répondant à la norme Euro-5 ;
• minimiser la production de fioul.

Et la manière dont le raffinage avancé du pétrole doit se développer est également claire : il est nécessaire de construire et de mettre en service de nouveaux processus de conversion afin de presque doubler leur capacité annuelle : de 72 à 136 millions de tonnes.

Par exemple, dans les entreprises du leader mondial de l'industrie du raffinage du pétrole, les États-Unis, la part des processus qui approfondissent le raffinage est supérieure à 55 pour cent, mais dans notre pays, elle n'est que de 17 pour cent.

Changer cette situation est possible, mais avec l’aide de quelles technologies ? Utiliser l’ensemble classique de processus est un chemin long et très coûteux. Sur scène moderne Il est urgent de mettre en place les technologies les plus efficaces susceptibles d’être appliquées dans chaque raffinerie russe. La recherche de telles solutions devrait être effectuée en tenant compte des propriétés spécifiques des résidus de pétrole lourd, telles que la teneur accrue en asphaltènes et en substances résineuses et haut niveau cokéfaction.

Ce sont ces propriétés des résidus qui poussent indirectement les spécialistes à conclure que les technologies classiques des résidus lourds (par exemple, cokéfaction, désasphaltage et craquage thermique) sont limitées dans leur capacité à sélectionner des distillats légers, ce qui signifie que l'approfondissement du raffinage du pétrole avec leur aide permettra être insuffisante.

Technologies modernes disponibles

Les principales technologies d'approfondissement sont basées sur le processus de cokéfaction retardée des goudrons, qui assure le rendement maximum en distillats (de 60 à 80 pour cent du volume total des matières premières traitées). Dans ce cas, les fractions résultantes appartiennent aux distillats moyens et au gazole. Les fractions moyennes sont envoyées en hydrotraitement pour obtenir carburants diesel, et les gazoles lourds sont soumis à un traitement catalytique.

Si nous prenons l’exemple de pays comme le Canada et le Venezuela, ils utilisent la cokéfaction retardée depuis plus de deux décennies comme procédé de base pour le traitement commercial des pétroles lourds. Toutefois, pour les matières premières à forte teneur en soufre, la cokéfaction n'est pas applicable pour des raisons environnementales. De plus, le coke à haute teneur en soufre produit en quantités colossales n'a aucune utilisation efficace comme combustible, et le soumettre à une désulfuration n'est tout simplement pas rentable.

La Russie n’a pas besoin de coke de mauvaise qualité, surtout en telles quantités. De plus, la cokéfaction retardée est un procédé très gourmand en énergie, nocif d'un point de vue environnemental et peu rentable à faibles capacités de traitement. En raison de ces facteurs, il est nécessaire de trouver d’autres technologies d’approfondissement.

L’hydrocraquage et la gazéification sont les procédés de raffinage en profondeur les plus coûteux et ne seront donc pas utilisés dans les raffineries russes dans un avenir proche.

Nous n’y prêterons donc pas attention dans cet article. La Russie a besoin des technologies de conversion les moins capitalistiques, mais assez efficaces.

La recherche de telles solutions technologiques dure depuis longtemps et la tâche principale d'une telle recherche est d'obtenir des produits résiduels qualifiés.

Ceux-ci sont:

• brai à point de fusion élevé;
• « coke liquide » ;
• différentes marques de bitume.

De plus, le rendement des résidus doit être minimal pour que leur traitement par cokéfaction, gazéification et hydrocraquage soit rentable.

Aussi, l'un des critères de choix d'une méthode de traitement secondaire avancé des résidus pétroliers est d'obtenir un produit recherché de haute qualité sans perdre l'efficacité de la technologie elle-même. Dans notre pays, un tel produit est sans aucun doute du bitume routier de haute qualité, car l'état des routes russes est un problème éternel.

Ainsi, s'il est possible de sélectionner et de mettre en œuvre un procédé efficace d'obtention de distillats moyens et de résidus sous forme de bitume de haute qualité, cela permettra à la fois de résoudre le problème de l'approfondissement du raffinage du pétrole et de fournir à l'industrie de la construction routière un produit résiduel de haute qualité.

Parmi ceux-ci processus technologiques, qui peuvent être mises en œuvre dans les entreprises de transformation russes, les méthodes suivantes méritent l'attention :

Il s'agit d'un procédé technologique bien connu utilisé dans la production de bitume et de goudron. Il convient de dire tout de suite qu'environ 80 à 90 pour cent des goudrons obtenus par distillation sous vide du fioul ne répondent pas aux exigences de qualité du bitume commercial et qu'un traitement ultérieur à l'aide de procédés oxydatifs est nécessaire.

En règle générale, avant l'oxydation, les goudrons sont soumis à une viscoréduction supplémentaire afin de réduire la viscosité du combustible de chaudière obtenu, ainsi que de réduire la concentration de paraffines difficiles à oxyder dans la matière première bitume.

Si l’on parle des gazoles sous vide obtenus grâce à ce procédé, alors ils se caractérisent par :

• haute densité (plus de 900 kilogrammes par mètre cube) ;
• degré élevé de viscosité;
• valeurs élevées de point d'écoulement (souvent supérieures à trente à quarante degrés Celsius).

Ces gazoles très visqueux et généralement très paraffiniques sont essentiellement des intermédiaires qui doivent être soumis à un traitement catalytique ultérieur. La majeure partie des goudrons résultants sont du combustible de chaudière de qualité M-100.

Sur la base de ce qui précède, le traitement sous vide du fioul ne répond plus aux exigences modernes pour les processus conçus pour approfondir le raffinage du pétrole, de sorte qu'il ne doit pas être considéré comme un processus de base capable d'augmenter radicalement le GOR.

Le désasphaltage au propane est généralement utilisé pour produire des huiles à indice élevé.

Le désasphaltage des goudrons à l'essence est principalement utilisé pour la production de matières premières, qui sont ensuite utilisées pour la production de bitume, bien que la phase asphaltique libérée dans ce cas n'ait pas toujours les propriétés nécessaires pour obtenir un bitume commercial de la qualité requise. À cet égard, l'asphaltite résultante doit en outre être soumise soit à une oxydation, soit à une dilution avec une phase huileuse.

La phase légère de ce processus technologique est le désasphaltage. Ses performances sont encore pires que celles du gazole sous vide :

• valeur de densité - plus de 920 kilogrammes par mètre cube ;
• point d'écoulement - plus de quarante degrés Celsius;
• valeur de viscosité plus élevée.

Tout cela nécessite un traitement catalytique supplémentaire. De plus, l'huile désasphaltée, du fait de sa viscosité élevée, est très difficile à pomper.

Mais le plus gros problème du désasphaltage est sa forte intensité énergétique, c'est pourquoi le montant des investissements en capital, par rapport à la distillation sous vide, fait plus que doubler.

La majeure partie de l'asphaltite résultante nécessite traitement supplémentaire utilisant des procédés de conversion : cokéfaction retardée ou gazéification.

En relation avec tout ce qui précède, le désasphaltage ne répond pas non plus aux exigences de base d'une technologie conçue pour approfondir simultanément le raffinage du pétrole et obtenir un bitume routier de haute qualité. Il ne convient donc pas non plus comme technologie efficace pour augmenter le rapport de pression du gaz.

Viscoréduction du fioul

Ce procédé technique connaît une renaissance et est de plus en plus demandé.

Si auparavant la viscoréduction était utilisée pour réduire la viscosité des goudrons, au stade actuel de développement technologique, elle devient le principal processus qui approfondit le raffinage du pétrole. Presque toutes les plus grandes entreprises du monde (Chioda, Shell, KBR, Foster Wuiller, UOP, etc.) pour Dernièrement développé plusieurs solutions technologiques originales à la fois.

Les principaux avantages de ces procédés thermiques modernes sont :

• simplicité;
• haut degré de fiabilité;
• faible coût de l'équipement nécessaire;
• augmentation du rendement en distillats moyens obtenus à partir de résidus de pétrole lourd de 40 à 60 pour cent.

De plus, la viscoréduction moderne permet d'obtenir du bitume routier de haute qualité et du carburant énergétique tel que le « coke liquide ».

Par exemple, de grandes entreprises telles que Chioda et Shell envoient des gazoles lourds (à la fois sous vide et atmosphérique) dans des fours de craquage dur, ce qui élimine la libération de fractions dont le point d'ébullition est supérieur à 370 degrés Celsius. Dans les produits obtenus, il ne reste que des distillats d'essence et de diesel et un résidu très lourd, mais il n'existe aucun type de gazole lourd !

Technologie "Visbreaking - TERMAKAT"

Ce technologie moderne permet d'obtenir de 88 à 93 pour cent de distillats de diesel et d'essence à partir du fioul traité.

Lors du développement de la technologie Visbreaking-TERMAKAT, il a été possible de contrôler deux processus parallèles à la fois : la destruction thermique et la thermopolycondensation. Dans ce cas, la destruction se produit en mode prolongé et la thermopolycondensation se produit en mode retardé.

C'est ce qui donne le rendement maximum en fractions essence-diesel, et les résidus qui en résultent sont des bitumes routiers de haute qualité et présentant les propriétés souhaitées.

En fonction de la teneur en substances asphalténiques et en pétrole source, le rendement en bitume varie de 3 à 5 à 20 à 30 pour cent. S'il n'y a pas besoin de bitume, soit du combustible secondaire pour chaudière peut être produit à partir des résidus, soit ils peuvent être utilisés comme matière première pour les procédés d'hydrocraquage et de gazéification.

Stratégie

Les perspectives de développement de Gazprom comme l'un des leaders du secteur énergétique mondial sont étroitement liées à l'amélioration du traitement des hydrocarbures. L'entreprise vise à approfondir la transformation et à augmenter les volumes de production de produits à valeur ajoutée accrue.

Installations de transformation

Le complexe de traitement du groupe Gazprom comprend les usines de traitement du gaz et des condensats de gaz de Gazprom PJSC et les installations de raffinage de pétrole de Gazprom Neft PJSC. Le Groupe comprend également Gazprom Neftekhim Salavat LLC, l'un des plus grands de Russie. complexes de production raffinage du pétrole et pétrochimie. Gazprom modernise constamment les entreprises de transformation existantes et en crée de nouvelles. L'usine de traitement du gaz de l'Amour (GPP) en construction deviendra l'une des plus grandes au monde.

Traitement du gaz

Les principales capacités du groupe Gazprom pour le traitement du gaz et la chimie du gaz au 31 décembre 2018 :

Usine de traitement du gaz d'Astrakhan (GPP) ;

Usine de traitement du gaz d'Orenbourg ;

Usine de traitement du gaz de Sosnogorsk ;

Usine de traitement du gaz Yuzhno-Priobsky (accès du groupe Gazprom à 50 % de la capacité) ;

Usine d'hélium d'Orenbourg ;

Usine de production de méthanol de Tomsk ;

Usine "Monomère" LLC "Gazprom Neftekhim Salavat" ;

Usine chimique de gaz LLC Gazprom Neftekhim Salavat ;

Usine de production d'engrais minéraux Gazprom neftekhim Salavat LLC.

En 2018, le groupe Gazprom, hors matières premières fournies par les clients, a traité 30,1 milliards de mètres cubes. m de gaz naturel et associé.

Traitement des condensats de pétrole et de gaz

Les principales capacités du groupe Gazprom de traitement des hydrocarbures liquides (pétrole, condensats de gaz, fioul) au 31 décembre 2018 :

Usine de stabilisation des condensats de Surgut qui porte son nom. V. S. Tchernomyrdine ;

Usine d'Urengoy pour la préparation des condensats pour le transport ;

Usine de traitement du gaz d'Astrakhan ;

Usine de traitement du gaz d'Orenbourg ;

Usine de traitement du gaz de Sosnogorsk ;

Raffinerie de pétrole (raffinerie) Gazprom neftekhim Salavat LLC ;

Raffinerie de Moscou du groupe Gazprom Neft ;

Raffinerie d'Omsk du groupe Gazprom Neft ;

Yaroslavnefteorgsintez (accès du groupe Gazprom à 50 % de sa capacité via PJSC NGK Slavneft) ;

Raffinerie Mozyr, République de Biélorussie (jusqu'à 50 % du volume de pétrole fourni à la raffinerie, accès du groupe Gazprom via PJSC NGK Slavneft) ;

Raffineries du groupe Gazprom Neft à Pancevo et Novi Sad, Serbie.

La principale entreprise de raffinage de pétrole du groupe Gazprom est la raffinerie d'Omsk, l'une des raffineries de pétrole les plus modernes de Russie et l'une des plus grandes au monde.

En 2018, le groupe Gazprom a traité 67,4 millions de tonnes d'hydrocarbures liquides.

Produits transformés

Le pétrole est la matière première la plus importante pour l’industrie russe. Les enjeux liés à cette ressource ont toujours été considérés comme l'un des plus importants pour l'économie du pays. Le raffinage du pétrole en Russie est assuré par des entreprises spécialisées. Ensuite, nous examinerons plus en détail les caractéristiques de cette industrie.

informations générales

Les raffineries de pétrole nationales ont commencé à apparaître dès 1745. La première entreprise a été fondée par les frères Chumelov sur la rivière Oukhta. Elle produisait du kérosène et des huiles lubrifiantes, très populaires à cette époque. En 1995, le raffinage primaire du pétrole s'élevait déjà à 180 millions de tonnes. Parmi les principaux facteurs de localisation des entreprises engagées dans cette industrie figurent les matières premières et les biens de consommation.

Développement de l'industrie

De grandes raffineries de pétrole sont apparues en Russie dans les années d’après-guerre. Avant 1965, environ 16 capacités ont été créées dans le pays, soit plus de la moitié de celles en activité actuellement. Durant la transition économique des années 1990, la production a considérablement diminué. Cela était dû à une forte baisse de la consommation intérieure de pétrole. En conséquence, la qualité des produits était assez faible. Le taux de profondeur de conversion a également chuté à 67,4 %. Ce n'est qu'en 1999 que la raffinerie d'Omsk a réussi à se rapprocher des normes européennes et américaines.

Réalités modernes

Ces dernières années, le raffinage du pétrole a commencé à atteindre nouveau niveau. Cela est dû aux investissements dans cette industrie. Depuis 2006, ils s'élèvent à plus de 40 milliards de roubles. De plus, le coefficient de profondeur de conversion a également considérablement augmenté. En 2010, par décret du Président de la Fédération de Russie, il a été interdit de raccorder aux autoroutes les entreprises pour lesquelles il n'atteignait pas 70 %. Le chef de l'Etat a expliqué cela en disant que ces usines nécessitent une sérieuse modernisation. Dans l'ensemble du pays, le nombre de ces mini-entreprises atteint 250. Fin 2012, il était prévu de construire grand complexe au bout d'un pipeline menant à l'océan Pacifique et passant par la Sibérie orientale. Sa profondeur de traitement était censée être d'environ 93 %. Ce chiffre correspondra au niveau atteint dans des entreprises américaines similaires. L'industrie du raffinage du pétrole, largement consolidée, est sous le contrôle de sociétés telles que Rosneft, Lukoil, Gazprom, Surgutneftegaz, Bashneft, etc.

Importance de l'industrie

Aujourd’hui, la production et le raffinage du pétrole sont considérés comme l’une des industries les plus prometteuses. Le nombre de grandes et petites entreprises qui y participent est en constante augmentation. Le raffinage du pétrole et du gaz apporte revenu stable, ayant un impact positif sur la situation économique du pays dans son ensemble. Cette industrie est la plus développée dans le centre de l'État, dans les régions de Tcheliabinsk et de Tioumen. Les produits pétroliers sont demandés non seulement dans le pays, mais aussi à l'étranger. Aujourd'hui, les entreprises produisent du kérosène, de l'essence, de l'aviation, des fusées, du carburant diesel, du bitume, huiles moteur, le mazout et ainsi de suite. Presque toutes les usines ont été créées à côté des tours. Grâce à cela, le raffinage et le transport du pétrole s'effectuent à un coût minime. Les plus grandes entreprises sont situées dans les districts fédéraux de la Volga, de Sibérie et du Centre. Ces raffineries représentent environ 70 % de la capacité totale. Parmi les régions du pays, la Bachkirie occupe une position de leader dans l'industrie. Le traitement du pétrole et du gaz est effectué à Khanty-Mansiysk, dans la région d'Omsk. Les entreprises opèrent dans Région de Krasnodar.

Statistiques par région

Dans la partie européenne du pays, les principales installations de production sont situées à Leningrad, Nijni Novgorod, Yaroslavl et Régions de Riazan, Territoire de Krasnodar, en Extrême-Orient et en Sibérie méridionale, dans des villes comme Komsomolsk-sur-Amour, Khabarovsk, Achinsk, Angarsk, Omsk. Des raffineries modernes ont été construites Région de Perm, région de Samara et Bachkirie. Ces régions ont toujours été considérées les plus grands centres pour la production de pétrole. Avec la délocalisation de la production vers Sibérie occidentale la capacité industrielle de la région de la Volga et de l'Oural est devenue excessive. En 2004, la Bachkirie est devenue le leader parmi les entités constitutives de la Fédération de Russie dans le domaine de la transformation primaire du pétrole. Dans cette région, les chiffres s'élèvent à 44 millions de tonnes. En 2002, les raffineries du Bachkortostan représentaient environ 15 % du volume total de raffinage de pétrole dans la Fédération de Russie. Cela représente environ 25,2 millions de tonnes. La place suivante a été prise par Région de Samara. Il a fourni au pays environ 17,5 millions de tonnes. Viennent ensuite les régions de Léningrad (14,8 millions) et d'Omsk (13,3 millions). La part totale de ces quatre entités s'élevait à 29 % du raffinage du pétrole dans toute la Russie.

Technologie de raffinage du pétrole

Le cycle de production des entreprises comprend :

• Préparation des matières premières.
• Raffinage du pétrole primaire.
• Distillation secondaire des fractions.

DANS conditions modernes Le raffinage du pétrole est effectué dans des entreprises équipées de machines et d'appareils complexes. Ils fonctionnent dans des conditions de basse température, de haute pression, de vide profond et souvent dans des environnements agressifs. Le processus de raffinage du pétrole comprend plusieurs étapes dans des unités combinées ou séparées. Ils sont conçus pour fabriquer une large gamme de produits.

Nettoyage

Durant cette étape, les matières premières sont transformées. Le pétrole provenant des champs est soumis à une purification. Il contient 100 à 700 mg/l de sels et d'eau (moins de 1 %). Lors de la purification, la teneur en premier composant est portée à 3 mg/l ou moins. La part de l'eau est inférieure à 0,1%. Le nettoyage est effectué dans des usines de dessalage électriques.

Classification

Toute usine de raffinage de pétrole utilise des méthodes chimiques et physiques pour traiter les matières premières. Grâce à ce dernier, la séparation en fractions d'huile et de carburant ou l'élimination des éléments chimiques complexes indésirables est obtenue. Le raffinage du pétrole par des méthodes chimiques permet d'obtenir de nouveaux composants. Ces transformations sont classées :

Principales étapes

Le principal processus après purification dans un ELOU est la distillation atmosphérique. Au cours de ce processus, des fractions de carburant sont sélectionnées : essence, diesel et carburéacteur, ainsi que kérosène d'éclairage. De plus, lors de la distillation atmosphérique, le fioul est séparé. Il est utilisé soit comme matière première pour un traitement ultérieur en profondeur, soit comme élément de combustible de chaudière. Les fractions sont ensuite affinées. Ils subissent un hydrotraitement pour éliminer les composés hétéroatomiques. Les essences subissent un reformage catalytique. Ce procédé est utilisé pour améliorer la qualité des matières premières ou pour obtenir des hydrocarbures aromatiques individuels - matériaux pour la pétrochimie. Ces derniers comprennent notamment le benzène, le toluène, les xylènes, etc. Le fioul subit une distillation sous vide. Ce procédé permet d'obtenir une fraction importante de gazole. Cette matière première subit un traitement ultérieur dans des unités de craquage hydro- ou catalytique. En conséquence, des composants de carburant moteur et des fractions étroites de pétrole distillé sont obtenus. Ils sont ensuite envoyés vers les étapes de purification suivantes : traitement sélectif, déparaffinage et autres. Après distillation sous vide, il reste du goudron. Il peut être utilisé comme matière première dans le traitement en profondeur pour obtenir des volumes supplémentaires de carburants automobiles, de coke de pétrole, de bitume de construction et de route, ou comme composant de combustible de chaudière.

Méthodes de raffinage du pétrole : hydrotraitement

Cette méthode est considérée comme la plus courante. L’hydrotraitement est utilisé pour traiter les huiles soufrées et à haute teneur en soufre. Cette méthode permet d'améliorer la qualité des carburants automobiles. Au cours du processus, les composés de soufre, d'oxygène et d'azote sont éliminés et les oléfines de la matière première sont hydrogénées dans un environnement d'hydrogène sur des catalyseurs aluminium-cobalt-molybdène ou nickel-molybdène à une pression de 2 à 4 MPa et à une température de 300 à 400 °C. degrés. Autrement dit, l’hydrotraitement décompose les matières organiques contenant de l’azote et du soufre. Ils réagissent avec l'hydrogène qui circule dans le système. En conséquence, du sulfure d'hydrogène et de l'ammoniac se forment. Les connexions résultantes sont supprimées du système. Pendant tout le processus, 95 à 99 % de la matière première est convertie en un produit purifié. En même temps, une petite quantité d’essence se forme. Le catalyseur actif subit une régénération périodique.

Craquage catalytique

Il se déroule sans pression à une température de 500 à 550 degrés sur des catalyseurs contenant de la zéolite. Ce processus est considéré comme le plus efficace et approfondit le raffinage du pétrole. Cela est dû au fait que jusqu'à 40 à 60 % du composant essence moteur à indice d'octane élevé peut être obtenu à partir de fractions de fioul à point d'ébullition élevé (gazole sous vide). De plus, ils émettent des gaz gras (environ 10 à 25 %). Il est à son tour utilisé dans les usines d’alkylation ou les usines de production d’esters pour produire des composants à indice d’octane élevé d’essence automobile ou d’aviation. Lors du craquage, des dépôts de carbone se forment sur le catalyseur. Ils réduisent fortement son activité – en l’occurrence sa capacité à craquer. Pour restaurer, le composant subit une régénération. Les installations les plus courantes sont celles dans lesquelles le catalyseur circule en lit fluidisé ou fluidisé et en courant mobile.

Reformage catalytique

Il s'agit d'un procédé moderne et assez largement utilisé pour produire de l'essence à indice d'octane faible et élevé. Elle est réalisée à une température de 500 degrés et une pression de 1 à 4 MPa dans un environnement hydrogène sur un catalyseur aluminium-platine. Grâce au reformage catalytique, on réalise principalement les transformations chimiques des hydrocarbures paraffiniques et naphténiques en hydrocarbures aromatiques. En conséquence, l'indice d'octane augmente considérablement (jusqu'à 100 points). Les produits obtenus par reformage catalytique comprennent les xylènes, le toluène et le benzène, qui sont ensuite utilisés dans l'industrie pétrochimique. Les rendements du reformatage sont généralement de 73 à 90 %. Pour maintenir l'activité, le catalyseur est périodiquement régénéré. Plus la pression dans le système est faible, plus la restauration est effectuée souvent. L’exception à cette règle est le processus de plate-forme. Durant ce processus, le catalyseur n'est pas régénéré. La principale caractéristique de l'ensemble du processus est qu'il se déroule dans un environnement d'hydrogène, dont l'excès est éliminé du système. C'est beaucoup moins cher que celui obtenu spécialement. L’excès d’hydrogène est ensuite utilisé dans les processus d’hydrogénation du raffinage du pétrole.

Alkylation

Ce procédé permet d'obtenir des composants de haute qualité pour les essences automobiles et aéronautiques. Il est basé sur l’interaction d’hydrocarbures oléfiniques et paraffiniques pour produire un hydrocarbure paraffinique à point d’ébullition plus élevé. Jusqu'à récemment, la modification industrielle de ce procédé se limitait à l'alkylation catalytique du butylène avec des isobutanes en présence d'acide fluorhydrique ou sulfurique. Pendant dernières années En plus des composés indiqués, on utilise du propylène, de l'éthylène et même des amylènes, et dans certains cas des mélanges de ces oléfines.

Isomérisation

Il s'agit d'un processus au cours duquel les hydrocarbures paraffiniques à faible indice d'octane sont convertis en fractions isoparaffiniques correspondantes ayant un indice d'octane plus élevé. Dans ce cas, on utilise majoritairement les fractions C5 et C6 ou leurs mélanges. Dans les installations industrielles, dans des conditions appropriées, jusqu'à 97 à 99,7 % des produits peuvent être obtenus. L'isomérisation a lieu dans un environnement hydrogène. Le catalyseur est périodiquement régénéré.

Polymérisation

Ce processus est la conversion des butylènes et du propylène en composés liquides oligomères. Ils sont utilisés comme composants de l’essence à moteur. Ces composés constituent également des matières premières pour les procédés pétrochimiques. En fonction du matériau source, du mode de production et du catalyseur, le volume de production peut varier dans des limites assez larges.

Des orientations prometteuses

Pendant dernières décennies Une attention particulière est accordée à la combinaison et au renforcement des capacités engagées dans le raffinage primaire du pétrole. Un autre domaine actuel est la réalisation d'installations de grande capacité pour l'approfondissement prévu du traitement des matières premières. De ce fait, le volume de production de fioul sera réduit et la production de carburant léger, de produits pétrochimiques pour la chimie des polymères et la synthèse organique sera augmentée.

Compétitivité

L’industrie du raffinage du pétrole est aujourd’hui une industrie très prometteuse. Il est très compétitif tant au niveau national qu'international. Marché international. Propre capacité de production vous permettent de couvrir entièrement les besoins au sein de l’État. Quant aux importations, elles s’effectuent en volumes relativement faibles, localement et sporadiquement. La Russie est aujourd'hui considérée comme le plus grand exportateur de produits pétroliers parmi d'autres pays. Une compétitivité élevée est due à la disponibilité absolue des matières premières et au niveau relativement faible des coûts des ressources matérielles supplémentaires, de l'électricité et de la protection. environnement. L'un des facteurs négatifs de ce secteur industriel est la dépendance technologique du raffinage du pétrole national vis-à-vis des pays étrangers. Bien entendu, ce n’est pas le seul problème qui existe dans l’industrie. Au niveau gouvernemental, des travaux sont constamment en cours pour améliorer la situation de ce secteur industriel. Des programmes sont notamment développés pour moderniser les entreprises. L'activité des grandes compagnies pétrolières et des fabricants d'équipements de production modernes revêt une importance particulière dans ce domaine.

Dès leur arrivée à la raffinerie, le pétrole et les produits pétroliers qui en sont issus passent par les principales étapes suivantes :

1. Préparation de l'huile pour le traitement.

2. Raffinage du pétrole primaire.

3. Recyclage du pétrole.

4. Purification des produits pétroliers.

Un diagramme reflétant la relation entre ces étapes est présenté sur la figure. 4.1.1.

Préparation du pétrole pour le raffinage consiste en sa déshydratation et son dessalage supplémentaires. La nécessité d'une formation complémentaire est due au fait que pour assurer des performances élevées aux installations de raffinage du pétrole, celles-ci nécessitent

Riz. 4.1.1. Flux technologiques d'une raffinerie moderne (schéma simplifié) : I- préparation d'huile
pour traitement; II- distillation primaire du pétrole; III- recyclage du pétrole; IV- nettoyage
produits pétroliers

Chapitre 4. Transformation des matières premières pétrolières, gazières et hydrocarbures 173

Servir des matières premières avec une teneur en sel ne dépassant pas 6 g/l et 0,2 % d'eau. Par conséquent, le pétrole entrant dans la raffinerie de pétrole est soumis à une déshydratation et un dessalage supplémentaires.

L'apport de la teneur en eau et en sel aux valeurs requises s'effectue dans les unités de dessalage électriques (EDU) comme suit. Le pétrole est pompé en plusieurs flux à l'aide de pompes traversant des réchauffeurs, où il est chauffé par la vapeur d'échappement. Après cela, un désémulsifiant est ajouté au flux et le pétrole entre dans des réservoirs de décantation, où l'eau en est séparée. Pour éliminer les sels, ajoutez eau alcaline. Sa quantité principale est ensuite séparée dans un déshydrateur électrique de premier étage. La déshydratation finale de l'huile est réalisée dans un déshydrateur électrique de deuxième étage.

Le raffinage du pétrole commence par son distillation(raffinage du pétrole primaire). Le pétrole est un mélange complexe d’un grand nombre d’hydrocarbures mutuellement solubles avec des points d’ébullition différents. Lors de la distillation, en augmentant la température, des hydrocarbures sont libérés du pétrole et s'évaporent dans différentes plages de température.

Pour obtenir ces fractions, un processus appelé rectification et réalisé dans Colonne de distillation. La colonne de distillation est un appareil cylindrique vertical d'une hauteur de 20 à 30 m et d'un diamètre de 2 à 4 m. L'intérieur de la colonne est divisé en compartiments séparés par un grand nombre de disques horizontaux, dans lesquels se trouvent il y a des trous pour le passage de la vapeur d'huile à travers eux. Le liquide circule dans les tuyaux d'évacuation.

Avant d'être pompée dans la colonne de distillation, l'huile est chauffée dans un four tubulaire à une température de 350...360 °C. Dans ce cas, les fractions d'hydrocarbures légers, d'essence, de kérosène et de diesel se transforment en vapeur, et la phase liquide avec un point d'ébullition supérieur à 350°C est du fioul.

Après avoir introduit ce mélange dans la colonne de distillation, le fioul s'écoule vers le bas et les hydrocarbures à l'état de vapeur remontent. De plus, les vapeurs d'hydrocarbures montent vers le haut, s'évaporant du fioul, chauffé dans la partie basse de la colonne à 350 °C.

En montant vers le haut, les vapeurs d'hydrocarbures se refroidissent progressivement au contact du liquide (irrigation) fourni par le haut. Leur température en tête de colonne devient donc égale

174 Partie I. Fondamentaux de l'activité pétrolière et gazière

Au fur et à mesure que la vapeur d'huile se refroidit, les hydrocarbures correspondants se condensent. Le processus technologique est conçu de telle manière que la fraction essence est condensée tout en haut de la colonne, la fraction kérosène est condensée en dessous et la fraction carburant diesel est encore plus basse. Les vapeurs non condensées sont envoyées au fractionnement des gaz, où elles sont utilisées pour produire du gaz sec (méthane, éthane), du propane, du butane et une fraction essence.

La distillation du pétrole pour obtenir les fractions spécifiées (selon l'option carburant) est réalisée dans des unités tubulaires atmosphériques (AT). Pour un raffinage plus profond du pétrole, on utilise des unités tubulaires sous vide atmosphérique (AVT), qui disposent, en plus d'une unité sous vide atmosphérique, où les fractions pétrolières (distillats) et le gazole sous vide sont séparés du fioul, laissant le goudron comme résidu.

Méthodes de recyclage du pétrole sont divisés en deux groupes - thermiques et catalytiques.

À méthodes thermiques comprennent le craquage thermique, la cokéfaction et la pyrolyse.

Le craquage thermique est le processus de décomposition d'hydrocarbures de haut poids moléculaire en hydrocarbures plus légers à une température de 470...540 °C et une pression de 4...6 MPa. La matière première pour le craquage thermique est le fioul et d’autres résidus pétroliers lourds. À hautes températures et la pression, les molécules à longue chaîne des matières premières sont décomposées. Les produits de réaction sont séparés pour produire des composants combustibles, du gaz et des résidus de craquage.

La cokéfaction est une forme de craquage thermique réalisée à une température de 450...550 °C et une pression de 0,1...0,6 MPa. Cela produit du gaz, de l'essence, des fractions de kérosène-gasoil et du coke.

La pyrolyse est un craquage thermique réalisé à une température de 750...900 °C et à une pression proche de la pression atmosphérique, afin d'obtenir des matières premières pour l'industrie pétrochimique. Les matières premières pour la pyrolyse sont les hydrocarbures légers contenus dans les gaz, l'essence primaire, le kérosène de craquage thermique et la fraction kérosène-gasoil. Les produits de réaction sont séparés pour produire des hydrocarbures insaturés individuels (éthylène, propylène, etc.). Des hydrocarbures aromatiques peuvent être extraits du résidu liquide, appelé résine de pyrolyse.

À méthodes catalytiques comprennent le craquage catalytique et le reformage.

Le craquage catalytique est le processus de décomposition d'hydrocarbures de haut poids moléculaire à des températures de 450...500 °C et sous pression.

Chapitre 4. Transformation des matières premières pétrolières, gazières et hydrocarbures 175

0,2 MPa en présence de catalyseurs - substances qui accélèrent la réaction de craquage et lui permettent de s'effectuer à des pressions plus basses que lors du craquage thermique.

Les aluminosilicates et les zéolites sont principalement utilisés comme catalyseurs.

Les matières premières pour le craquage catalytique sont le gazole sous vide, ainsi que les produits de craquage thermique et de cokéfaction du fioul et du goudron. Les produits qui en résultent sont du gaz, de l'essence, du coke, des gazoles légers et lourds.

Le reformage est un procédé catalytique de traitement de fractions d'essence à faible indice d'octane, réalisé à une température d'environ 500°C et une pression de 2...4 MPa. À la suite de transformations structurelles, l'indice d'octane des hydrocarbures dans la composition catalytique augmente fortement. Ce catalyseur est le principal composant à indice d’octane élevé de l’essence automobile commerciale. De plus, des hydrocarbures aromatiques (benzène, toluène, éthylbenzène, xylènes) peuvent être isolés du catalyseur.

Hydrogénation sont les processus de traitement des fractions pétrolières en présence d'hydrogène introduit dans le système de l'extérieur. Les processus d'hydrogénation ont lieu en présence de catalyseurs à une température de 260...430 °C et une pression de 2...32 MPa.

L'utilisation de procédés d'hydrogénation permet d'approfondir le raffinage du pétrole, assurant une augmentation du rendement en produits pétroliers légers, ainsi que l'élimination des impuretés indésirables de soufre, d'oxygène et d'azote (hydrotraitement).

Les fractions (distillats) obtenues lors du raffinage primaire et secondaire du pétrole contiennent diverses impuretés. La composition et la concentration des impuretés contenues dans les distillats dépendent du type de matières premières utilisées, du procédé de transformation utilisé et du mode technologique de l'installation. Pour éliminer les impuretés nocives, les distillats sont soumis à nettoyage

Pour purification des produits pétroliers légers Les processus suivants sont appliqués :

1) nettoyage alcalin (lixiviation) ;

2) nettoyage acido-basique ;

3) décirage ;

4) hydrotraitement ;

5) inhibitions.

Le nettoyage alcalin consiste à traiter les fractions essence, kérosène et diesel avec des solutions aqueuses de soude caustique ou de soude. Dans ce cas, le sulfure d'hydrogène est éliminé de l'essence et

176 Partie I. Fondamentaux de l'activité pétrolière et gazière

Mercaptans typiques, du kérosène et du carburant diesel - acides naphténiques.

La purification acide-base est utilisée pour éliminer les hydrocarbures insaturés et aromatiques, ainsi que les résines, des distillats. Elle consiste à traiter d'abord le produit avec de l'acide sulfurique, puis à le neutraliser solution aqueuse les alcalis.

Le déparaffinage est utilisé pour abaisser le point d’écoulement des carburants diesel et consiste à traiter le distillat avec une solution d’urée. Au cours de la réaction, les hydrocarbures paraffiniques forment un composé avec l'urée, qui est d'abord séparé du produit puis, lorsqu'il est chauffé, se décompose en paraffine et en urée.

L'hydrotraitement est utilisé pour éliminer les composés soufrés des fractions essence, kérosène et diesel. Pour ce faire, de l'hydrogène est introduit dans le système à une température de 350...430 °C et une pression de 3...7 MPa en présence d'un catalyseur. Il déplace le soufre sous forme de sulfure d'hydrogène.

L'hydrotraitement est également utilisé pour purifier les produits d'origine secondaire des composés insaturés.

L'inhibition est utilisée pour supprimer les réactions d'oxydation et de polymérisation des hydrocarbures insaturés dans l'essence de craquage thermique en introduisant des additifs spéciaux.

Pour purification de l'huile lubrifiante Les processus suivants sont utilisés :

1) nettoyage sélectif avec des solvants ;

2) décirage ;

3) hydrotraitement ;

4) désasphaltage ;

5) nettoyage alcalin.

Les solvants sélectifs sont des substances qui ont la capacité d'extraire uniquement certains composants d'un produit pétrolier à une certaine température, sans dissoudre ni dissoudre d'autres composants.

La purification est réalisée dans des colonnes d'extraction, soit creuses à l'intérieur, soit dotées de différents types de garnissages ou de plateaux.

Les solvants suivants sont utilisés pour purifier les huiles : furfural, phénol, propane, acétone, benzène, toluène, etc. Grâce à leur aide, les résines, les asphaltènes, les hydrocarbures aromatiques et les hydrocarbures paraffiniques solides sont éliminés des huiles.

À la suite d'une purification sélective, deux phases se forment : les composants utiles de l'huile (raffinat) et les impuretés indésirables (extrait).

Les raffinats sélectivement raffinés obtenus à partir d'huile paraffinique et contenant des hydrocarbures solides sont soumis à un déparaffinage.

Chapitre 4. Transformation des matières premières pétrolières, gazières et hydrocarbures 177

Accouchement. Si cela n'est pas fait, lorsque la température baisse, les huiles perdent leur mobilité et deviennent impropres à l'utilisation.

Le déparaffinage est réalisé par filtration après pré-refroidissement du produit dilué avec un solvant.

Le but de l’hydrotraitement est d’améliorer la couleur et la stabilité des huiles, d’augmenter leurs propriétés viscosité-température et de réduire la cokéfaction et la teneur en soufre. L'essence de ce processus est l'effet de l'hydrogène sur la fraction pétrolière en présence d'un catalyseur à une température qui provoque la décomposition du soufre et d'autres composés.

Le désasphaltage des demi-goudrons est réalisé dans le but de les nettoyer des substances asphaltiques-résineuses. Pour séparer le demi-goudron en huile désasphaltée (fraction pétrolière) et en asphalte, une extraction avec des hydrocarbures légers (par exemple du propane liquéfié) est utilisée.

Le nettoyage alcalin est utilisé pour éliminer les acides naphténiques et les mercaptans des huiles, ainsi que pour neutraliser l'acide sulfurique et les produits de son interaction avec les hydrocarbures restant après le désasphaltage.