Le processus de raffinage du pétrole peut être divisé en 3 processus technologiques principaux :

1. Traitement primaire – Séparation des matières premières pétrolières en fractions de différentes plages de points d’ébullition ;

2. Recyclage - Traitement des fractions de première transformation par transformation chimique des hydrocarbures qu'elles contiennent et production de composants de produits pétroliers commerciaux ;

3. Production commerciale - Mélange de composants utilisant divers additifs pour obtenir des produits commerciaux avec des indicateurs de qualité spécifiés.

La gamme de produits d’une raffinerie de pétrole peut comprendre jusqu’à 40 articles, dont :

Carburant moteur,

Matières premières pour la production pétrochimique,

Huiles lubrifiantes, hydrauliques et autres,

Autres n/produits.

La gamme de non-produits produits dans des raffineries spécifiques dépend de la composition et des propriétés du pétrole brut fourni et de la demande de non-produits.

Caractéristiques des factions :

Les gaz dissous dans le pétrole à raison de 1,9 % en poids du pétrole, et obtenus lors de la distillation primaire du pétrole, sont constitués principalement de propane et de butane. Il s'agit des matières premières des usines de fractionnement de gaz et du combustible (gaz liquéfié domestique).

Les fractions nc -62 et 62-85 o C ont un faible indice d'octane, elles sont donc envoyées vers une unité d'isomérisation pour augmenter l'indice d'octane.

La fraction 85-120 o C est la matière première du reformage catalytique pour la production de benzène et de toluène, composants de l'essence à indice d'octane élevé.

Fractions 85-120 et 120-180 o C - matières premières pour le reformage catalytique pour la production de composants d'essence à indice d'octane élevé et de composants de carburéacteur.

La fraction 180-230 o C est un composant du carburéacteur et du carburant diesel.

Les fractions 230-280 o C et 280-350 o C sont des fractions du carburant diesel d'été et d'hiver. L'indice de cétane de la fraction combinée est de 240 à 350 o C = 55. Le point d'écoulement est de -12°C. Le déparaffinage de la fraction 230 - 350°C permet d'obtenir du gazole hiver.

Fraction 350-500 o C - gazole sous vide - matière première pour les procédés de craquage catalytique et d'hydrocraquage pour produire de l'essence à indice d'octane élevé.

La fraction qui s'évapore à des températures supérieures à 500 o C - le goudron - est utilisée comme matière première pour les usines de craquage thermique, de rupture de viscosité, de cokéfaction et de production de bitume.

Le raffinage du pétrole est un processus technologique continu dont l'arrêt n'est prévu que pour une maintenance préventive programmée (PPR), tous les 3 ans environ.

L'un des principaux objectifs de la modernisation des raffineries réalisée par les entreprises est d'augmenter le délai d'exécution, qui, par exemple, à la raffinerie de Moscou est d'environ 4,5 ans.

La principale unité technique d'une raffinerie est une installation technologique dont l'ensemble des équipements permet d'effectuer toutes les opérations principales processus technologiques traitement.

Opérations de base

1. Fourniture et réception du pétrole.

Les principales voies d'acheminement des matières premières vers les raffineries :

Les principaux oléoducs (MOP) constituent la principale option de livraison de pétrole brut en Fédération de Russie,

Par chemin de fer utilisant des wagons-citernes,

Pétroliers pour les raffineries côtières

Le pétrole est fourni au terminal pétrolier de l'usine (Fig. 1) (généralement du type Choukhov), qui est relié par des oléoducs à toutes les unités de traitement de l'usine.

La comptabilisation du pétrole reçu au terminal pétrolier s'effectue à l'aide d'instruments ou par des mesures dans des réservoirs pétroliers.

2. Première transformation

2.1. Préparation du pétrole pour le raffinage (dessalage électrique).

Le dessalage sert à réduire la corrosion des équipements de traitement causée par le pétrole brut.

Le pétrole brut provenant des réservoirs de pétrole est mélangé à de l'eau pour dissoudre les sels et envoyé vers une ELOU - une usine de dessalage électrique.

2.2.3. Stabilisation et distillation secondaire de l'essence

La fraction essence issue de l'unité AVT ne peut pas être utilisée pour les raisons suivantes :

Contient des gaz, principalement du propane et du butane, dans des volumes dépassant les exigences de qualité, ce qui ne permet pas leur utilisation comme composants de l'essence à moteur ou de l'essence directe commerciale,

Procédés de raffinage du pétrole visant à augmenter l'indice d'octane de l'essence et de la production hydrocarbures aromatiques Des fractions étroites d'essence sont utilisées comme matières premières.

Par conséquent, un processus technique est utilisé, à la suite duquel les gaz liquéfiés sont distillés à partir de la fraction essence, et celle-ci est distillée en 2 à 5 fractions étroites sur le nombre approprié de colonnes.

En effet, les produits du raffinage primaire du pétrole, comme les produits d'autres processus de raffinage, sont refroidis :

Dans les échangeurs de chaleur, ce qui garantit des économies de combustible de procédé,

Dans les réfrigérateurs à eau et à air.

Unité de première transformation - généralement combinée ELOU -AVT - 6 d'une capacité de traitement allant jusqu'à 6 millions de tonnes/an de pétrole, composée de :

Une unité ELOU conçue pour préparer l'huile à la transformation en en éliminant l'eau et les sels,

Bloc AT, conçu pour la distillation des produits pétroliers légers en fractions étroites,

Bloc VT, conçu pour la distillation du fioul (>350 o C) en fractions

Une unité de stabilisation conçue pour éliminer les composants gazeux de l'essence, y compris le sulfure d'hydrogène corrosif et les gaz d'hydrocarbures,

Une unité de distillation secondaire de fractions d'essence, conçue pour séparer l'essence en fractions.

Dans la configuration d'installation standard, le pétrole brut est mélangé à un désémulsifiant, chauffé dans des échangeurs de chaleur, dessalé en 4 flux parallèles dans 2 étages de déshydrateurs électriques horizontaux, chauffé en plus dans des échangeurs de chaleur et envoyé vers une colonne de nappage.

La chaleur est apportée au fond de cette colonne par un flux chaud circulant à travers le four.

Ensuite, l'huile partiellement strippée de la colonne, après chauffage dans un four, est envoyée dans la colonne principale, où une rectification est effectuée pour produire des vapeurs d'essence en partie haute de la colonne, 3 distillats latéraux issus des colonnes de stripping et du fioul en la partie inférieure de la colonne.

L'évacuation de la chaleur dans la colonne est réalisée par une irrigation par évaporation supérieure et 2 irrigations à circulation intermédiaire.

Le mélange de fractions d'essence des colonnes est envoyé pour stabilisation dans la colonne, où les fractions de tête légère (tête liquide) sont sélectionnées par le haut et l'essence stable est prélevée par le bas.

L'essence stable en colonnes est soumise à une distillation secondaire pour obtenir des fractions étroites utilisées comme matière première pour le reformage catalytique.

La chaleur est fournie au fond des colonnes de stabilisation et de distillation secondaire par reflux circulant chauffé dans un four.

Photos d'usines de première transformation de diverses configurations

3. Recyclage du pétrole

En règle générale, les produits du raffinage primaire du pétrole ne sont pas des produits commerciaux.

Par exemple, l'indice d'octane de la fraction essence est d'environ 65 points, la teneur en soufre de la fraction diesel peut atteindre 1,0 % ou plus, tandis que la norme, selon la marque, est de 0,005 % à 0,2 %.

De plus, les fractions d’huile sombre peuvent être soumises à un traitement plus qualifié.

Par conséquent, les fractions pétrolières sont fournies aux usines de traitement secondaire, qui améliorent la qualité des produits pétroliers et approfondissent le raffinage du pétrole.

Le craquage catalytique () est le processus de raffinage du pétrole le plus important, affectant considérablement l'efficacité de la raffinerie dans son ensemble.

L'essence du processus est la décomposition des hydrocarbures contenus dans la matière première (gasoil sous vide) sous l'influence de la température en présence d'un catalyseur aluminosilicate contenant une zéolite.

Le produit cible de l'installation CC est un composant d'essence à indice d'octane élevé avec un indice d'octane de 90 p ou plus, son rendement est de 50 à 65 % selon les matières premières utilisées, la technologie utilisée et le mode.

L'indice d'octane élevé est dû au fait que l'isomérisation se produit également lors du craquage catalytique.

Au cours du processus, des gaz se forment contenant du propylène et des butylènes, utilisés comme matières premières pour la pétrochimie et la production de composants d'essence à indice d'octane élevé, du gazole léger - un composant du diesel et des combustibles de chauffage, et du gazole lourd - une matière première pour le production de suie, ou d'un composant des fiouls.

La capacité des installations modernes est en moyenne de 1,5 à 2,5 millions de tonnes/an, mais elle atteint également 4,0 millions de tonnes/an.

La partie clé de l'installation est l'unité réacteur-régénérateur.

L'unité comprend un four de chauffage des matières premières, un réacteur dans lequel se produisent directement les réactions de craquage et un régénérateur de catalyseur.

Le régénérateur a pour fonction de brûler le coke formé lors du craquage et déposé à la surface du catalyseur. Le réacteur, le régénérateur et l'unité d'entrée des matières premières sont reliés par des canalisations (conduites de transport pneumatiques) à travers lesquelles circule le catalyseur.

La capacité de craquage catalytique des raffineries russes est actuellement insuffisante et, grâce à l'introduction de nouvelles unités, le problème de la pénurie d'essence prévue est en train d'être résolu.

Les matières premières à une température de 500 à 520 °C, mélangées à un catalyseur poussiéreux, remontent à travers le réacteur élévateur pendant 2 à 4 secondes et subissent un craquage.

Les produits de craquage pénètrent dans un séparateur situé au sommet du réacteur montant, où les réactions chimiques s'achèvent et où le catalyseur est séparé, qui est retiré de la partie inférieure du séparateur et s'écoule par gravité dans le régénérateur, dans lequel le coke est brûlé à une vitesse élevée. température de 700°C.

Après cela, le catalyseur restauré est renvoyé à l'unité d'entrée des matières premières.

La pression dans l'unité réacteur-régénérateur est proche de la pression atmosphérique.

La hauteur totale de l'unité réacteur-régénérateur est de 30 à 55 m, les diamètres du séparateur et du régénérateur sont respectivement de 8 et 11 m pour une installation d'une capacité de 2,0 millions de tonnes/an.

Les produits de craquage sortent par le haut du séparateur, sont refroidis et envoyés en rectification.

Le craquage catalytique peut faire partie d'installations combinées, comprenant l'hydrotraitement préalable ou l'hydrocraquage léger des matières premières, l'épuration et le fractionnement des gaz.

A droite se trouve le réacteur, à gauche se trouve le régénérateur

L'hydrocraquage est un procédé visant à produire des distillats de kérosène et de diesel de haute qualité, ainsi que du gazole sous vide, en craquant les hydrocarbures de base en présence d'hydrogène.

Simultanément au craquage, les produits sont purifiés du soufre, les oléfines et les composés aromatiques sont saturés, ce qui détermine les hautes performances et les caractéristiques environnementales des carburants obtenus.

La fraction essence obtenue présente un faible indice d'octane ; sa partie lourde peut servir de matière première de reformage.

L'hydrocraquage est également utilisé dans l'industrie pétrolière pour produire des huiles de base de haute qualité présentant des caractéristiques de performance similaires à celles des huiles synthétiques.

La gamme de matières premières d'hydrocraquage est assez large : gazoles de distillation directe sous vide, gazoles de craquage catalytique et de cokéfaction, sous-produits de blocs pétroliers, fioul, goudron.
Les usines d'hydrocraquage sont généralement construites avec une grande capacité de traitement unitaire - 3 à 4 millions de tonnes/an.

En règle générale, les volumes d'hydrogène produits dans les unités de reformage ne sont pas suffisants pour soutenir l'hydrocraquage, c'est pourquoi des unités distinctes sont construites dans les raffineries pour produire de l'hydrogène par reformage à la vapeur de gaz d'hydrocarbures.

Les schémas technologiques sont fondamentalement similaires aux unités d'hydrotraitement - les matières premières mélangées à du gaz contenant de l'hydrogène (HCG) sont chauffées dans un four, pénètrent dans un réacteur avec un lit catalytique et les produits du réacteur sont séparés des gaz et envoyés pour rectification. .

Cependant, les réactions d'hydrocraquage se déroulent avec dégagement de chaleur, le schéma technologique prévoit donc l'introduction de VSG froid dans la zone réactionnelle, dont le flux régule la température. L'hydrocraquage est l'un des procédés de raffinage du pétrole les plus dangereux ; lorsque le régime de température devient incontrôlable, une forte augmentation de la température se produit, entraînant une explosion du bloc réacteur.

La conception matérielle et le mode technologique des unités d'hydrocraquage varient en fonction des tâches déterminées par le schéma technologique d'une raffinerie particulière et des matières premières utilisées.

Par exemple, pour produire du gazole sous vide à faible teneur en soufre et une quantité relativement faible de pétrole léger (hydrocraquage léger), le procédé est réalisé à une pression allant jusqu'à 80 atm dans un réacteur à une température d'environ 350 °C.

Pour un rendement lumineux maximal (jusqu'à 90 %, incluant jusqu'à 20 % de la fraction essence de la matière première), le procédé est réalisé dans 2 réacteurs.

Dans ce cas, les produits issus du 1er réacteur entrent dans la colonne de distillation, où sont distillés les produits légers obtenus à la suite de réactions chimiques, et le résidu entre dans le 2ème réacteur, où il est à nouveau soumis à un hydrocraquage.

Dans ce cas, lors de l'hydrocraquage du gazole sous vide, la pression est d'environ 180 atm, et lors de l'hydrocraquage du fioul et du goudron - supérieure à 300.

La température du processus varie donc dans la plage de 380 à 450°C et plus.

En Russie, la technologie de l'hydrocraquage a été introduite dans les années 2000 dans les raffineries de Perm, Yaroslavl et Oufa ; dans plusieurs usines, les unités d'hydrotraitement ont été reconstruites pour le processus d'hydrocraquage léger.

La construction commune d'unités d'hydrocraquage et de craquage catalytique dans le cadre de complexes de raffinage profond du pétrole semble être la plus efficace pour la production d'essences à indice d'octane élevé et de distillats moyens de haute qualité.

4. Production de matières premières

Au cours des processus technologiques ci-dessus, seuls des composants de carburants pour moteurs, avions et chaudières présentant divers indicateurs de qualité sont produits.

Par exemple, l'indice d'octane de l'essence de distillation directe est d'environ 65, celui du reformat - de 95 à 100, celui de l'essence à coke - de 60.

D'autres indicateurs de qualité (par exemple, composition fractionnée, teneur en soufre) diffèrent également selon les composants.

Pour obtenir des non-produits commercialisables, les composants obtenus sont mélangés dans des réservoirs de raffinage appropriés dans des proportions fournissant des indicateurs de qualité standardisés.

Le calcul de la recette de mélange () des composants est réalisé à l'aide de modules modèles mathématiques, utilisé pour la planification de la production de la raffinerie dans son ensemble.

Les données initiales de la modélisation sont les soldes prévisionnels des matières premières, des composants et des produits commercialisables, le plan de vente des non-produits par gamme de produits et le volume prévu des approvisionnements en pétrole. De cette manière, il est possible de calculer les rapports les plus efficaces entre les composants lors du mélange.

Souvent, les usines utilisent des recettes de mélange établies, qui sont ajustées lorsque le schéma technologique change.

Les composants des non-produits dans un rapport donné sont pompés dans un récipient de mélange, où des additifs peuvent également être fournis.

Les produits commerciaux résultants sont soumis à un contrôle de qualité et sont pompés dans des réservoirs de matières premières de base, d'où ils sont expédiés au consommateur.

5. Livraison de produits pétroliers

Le transport ferroviaire est le principal moyen de livraison de non-produits en Russie. Des supports de chargement sont utilisés pour le chargement.

Par les principaux oléoducs () Transnefteprodukt,

Navires fluviaux et maritimes.

Vladimir Khomoutko

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Un Un

Comment se déroule le raffinage primaire du pétrole ?

Le pétrole est un mélange complexe de composés d’hydrocarbures. Il se présente sous la forme d'un liquide huileux et visqueux à l'odeur caractéristique, dont la couleur varie généralement du brun foncé au noir, bien qu'il existe également des huiles claires, presque transparentes.

Ce liquide a une faible fluorescence, sa densité est inférieure à celle de l'eau, dans laquelle il est quasiment insoluble. La densité de l'huile peut varier de 0,65 à 0,70 gramme par centimètre cube (qualités légères), ainsi que de 0,98 à 1,00 grammes par centimètre cube (qualités lourdes).

La tâche de la distillation sous vide est de sélectionner des distillats de type pétrole à partir du fioul (si la raffinerie est spécialisée dans la production d'huiles et de lubrifiants) ou d'une large fraction pétrolière à large spectre, appelée gazole sous vide (si la raffinerie est spécialisée dans la production de carburant). Après distillation sous vide, un résidu appelé goudron se forme.

La nécessité d'un tel traitement du fioul sous vide s'explique par le fait qu'à une température supérieure à 380 degrés, le processus de craquage (décomposition thermique des hydrocarbures) commence et le point d'ébullition du gazole sous vide est supérieur à 520 degrés. Pour cette raison, la distillation doit être effectuée à une pression résiduelle de 40 à 60 millimètres. mercure, ce qui permet de réduire la valeur maximale de la température dans l'installation à 360 - 380 degrés.

L'environnement sous vide dans une telle colonne est créé à l'aide d'équipements spécialisés dont le principal élément clé est des éjecteurs de liquide ou de vapeur.

Produits obtenus par distillation directe

Grâce à la distillation primaire de la matière première pétrolière, les produits suivants sont obtenus :

• les hydrocarbures gazeux, qui sont éliminés par la tête de stabilisation ; utilisé comme combustible domestique et matière première pour les processus de fractionnement du gaz ;
• fractions d'essence (point d'ébullition - jusqu'à 180 degrés); utilisé comme matière première pour les processus de distillation secondaire dans les unités de reformage catalytique et de craquage, de pyrolyse et d'autres types de raffinage du pétrole (plus précisément, ses fractions), afin d'obtenir de l'essence automobile commerciale ;
• fractions de kérosène (point d'ébullition - de 120 à 315 degrés); après avoir subi un hydrotraitement, ils sont utilisés comme carburant pour avions et tracteurs ;
• le gazole atmosphérique (fractions diesel), dont l'ébullition se situe entre 180 et 350 degrés ; après quoi, après avoir subi un traitement et une purification appropriés, il est utilisé comme carburant pour les moteurs diesel ;
• le fioul, qui s'évapore à des températures supérieures à 350 degrés ; utilisé comme combustible pour les chaufferies et comme matière première pour les usines de craquage thermique ;
• gazole sous vide avec un point d'ébullition de 350 à 500 degrés ou plus; est une matière première pour le catalytisme et l'hydrocraquage, ainsi que pour la production de produits pétroliers ;
• goudron – point d'ébullition – plus de 500 degrés ; qui sert de matière première aux usines de cokéfaction et de craquage thermique afin d'obtenir du bitume et différents types huiles de pétrole.

Schéma technologique de la distillation directe (extrait du manuel édité par Glagoleva et Kapustin)

Décryptons la notation :

• K-1 – colonne de tête ;
• K-2 – colonne de raffinage du pétrole atmosphérique ;
• K-3 – colonne de décapage ;
• K-4 – installation de stabilisation ;
• K-5 – colonne de traitement sous vide ;

Introduction
Huile
Composé
Composés d'hydrocarbures
Hétéroconnexions
Propriétés physiques
Méthodes de traitement
Première transformation
Préparation et raffinage du pétrole
Informations générales sur la distillation et la rectification du pétrole
Fractions pétrolières
Recyclage
Types et objectif des processus thermolytiques
Le processus de production d'essence à partir de kérosène
Processus de production de bitume
Processus de production du noir de carbone
Augmentation de l'indice d'octane
Problèmes environnementaux
Champs de pétrole en Fédération de Russie
Prix ​​du pétrole
Le pétrole et la vie

I. INTRODUCTION

Le pétrole et ses produits de transformation sont connus depuis un passé lointain ; ils étaient utilisés pour l'éclairage ou à des fins médicinales. La demande de pétrole et de produits pétroliers a fortement augmenté au début du XXe siècle. en raison de l'avènement des moteurs combustion interne et un développement industriel rapide.

Actuellement, le pétrole et le gaz, ainsi que les produits qui en sont issus, sont utilisés dans tous les secteurs de l'économie mondiale.
Le pétrole et le gaz sont utilisés non seulement comme combustible, mais aussi comme matières premières précieuses pour industrie chimique. Le grand scientifique russe D.I. Mendeleev a déclaré que brûler du pétrole dans des fours est un crime, car il s'agit d'une matière première précieuse pour la production de nombreux produits chimiques. Actuellement produit à partir de pétrole et de gaz un grand nombre produits utilisés dans l'industrie, l'agriculture et la vie quotidienne (engrais minéraux, fibres synthétiques, plastiques, caoutchouc, etc.). Ces dernières années, des recherches ont été menées dans de nombreux pays du monde pour transformer le pétrole et les produits pétroliers à l’aide de micro-organismes en protéines pouvant être utilisées comme aliments pour le bétail.

Les économies des États dépendent davantage du pétrole que de tout autre produit. Ainsi, depuis le début de sa production industrielle jusqu'à nos jours, le pétrole a été l'objet d'une concurrence intense, à l'origine de nombreux conflits internationaux et les guerres.

La dépendance de l’État à l’égard du pétrole en tant que matière première ou méthode d’influence économique détermine son niveau de développement et sa position sur la scène mondiale.
Le pétrole joue donc un rôle très important dans le monde moderne. Ce n'est pas seulement l'un des minéraux les plus importants, qui constitue la matière première pour la production d'une incroyable variété de substances et une puissante ressource énergétique, mais aussi l'objet le plus important du commerce international et un lien essentiel dans les relations économiques.

II. HUILE

Le pétrole est un liquide huileux naturel inflammable appartenant au groupe des roches sédimentaires, l’un des minéraux les plus importants sur Terre. Il a un pouvoir calorifique exceptionnellement élevé : lors de la combustion, il libère beaucoup plus d'énergie thermique que les autres mélanges combustibles.

1.Composition

Le pétrole est principalement constitué de carbone - 80 à 85 % et d'hydrogène - 10 à 15 % en poids du pétrole. En plus d'eux, le pétrole contient trois autres éléments : le soufre, l'oxygène et l'azote. Leur montant total est généralement de 0,5 à 8 %. Le vanadium, le nickel, le fer, l'aluminium, le cuivre, le magnésium, le baryum, le strontium, le manganèse, le chrome, le cobalt, le molybdène, le bore, l'arsenic, le potassium, etc. se trouvent en faibles concentrations dans l'huile. Leur teneur totale ne dépasse pas 0,03 % en poids. d'huile. Ces éléments forment les composés organiques et inorganiques qui composent le pétrole. L'oxygène et l'azote se trouvent dans le pétrole uniquement à l'état lié. Le soufre peut être présent à l’état libre ou faire partie du sulfure d’hydrogène.

1.1 Composés d'hydrocarbures

Le pétrole contient environ 425 composés d’hydrocarbures. Huile dans conditions naturelles se compose d’un mélange de méthane, d’hydrocarbures naphténiques et aromatiques. Le pétrole contient également des hydrocarbures dissous solides et gazeux. La quantité de gaz naturel en mètres cubes dissoute dans 1 tonne de pétrole dans des conditions de réservoir est appelée facteur gaz.
Outre le méthane et ses homologues gazeux, les gaz de pétrole (associés) contiennent des vapeurs de pentane, d'hexane et d'heptane.

Paraffines- les hydrocarbures saturés (sans doubles liaisons entre atomes de carbone) de structure linéaire ou ramifiée. Ils sont répartis dans les groupes principaux suivants :

1. Paraffines normales avec des molécules de structure linéaire. Ils ont un faible indice d'octane et un point d'écoulement élevé, c'est pourquoi de nombreux procédés de raffinage secondaire du pétrole impliquent leur conversion en hydrocarbures d'autres groupes.
2. Isoparaffines - avec des molécules de structure ramifiée. Elles ont de bonnes caractéristiques anti-détonantes et un point d'écoulement inférieur à celui des paraffines normales.
   Les naphtènes (cycloparaffines) sont des composés d'hydrocarbures saturés à structure cyclique. La part des naphtènes a un effet positif sur la qualité des carburants diesel (ainsi que des isoparaffines) et des huiles lubrifiantes. La teneur élevée en naphtènes dans la fraction essence lourde détermine le rendement et l'indice d'octane élevés du produit reformé.

Hydrocarbures aromatiques- les composés hydrocarbonés insaturés dont les molécules comprennent des cycles benzéniques constitués de 6 atomes de carbone dont chacun est lié à un atome d'hydrogène ou un radical hydrocarboné. Ils ont un impact négatif sur les propriétés environnementales des carburants, mais ont un indice d'octane élevé.

Oléfines- les hydrocarbures de structure normale, ramifiée ou cyclique, dans lesquels se trouvent des liaisons d'atomes de carbone dont les molécules contiennent des doubles liaisons entre atomes de carbone. Ils sont pratiquement absents des fractions obtenues lors du raffinage primaire du pétrole ; on les retrouve principalement dans les produits de craquage catalytique et de cokéfaction. En raison de l’activité chimique accrue, ils ont un effet négatif sur la qualité des carburants.

1.2 Hétéroconnexions

Outre les hydrocarbures, le pétrole contient des composés chimiques d'autres classes. Habituellement, toutes ces classes sont combinées en un seul groupe - les hétérocomposés. Plus de 380 hétérocomposés complexes ont également été découverts dans le pétrole, dans lesquels des éléments tels que le soufre, l'azote et l'oxygène sont liés à des noyaux d'hydrocarbures. La plupart de ces composés appartiennent à la classe des composés soufrés – les mercaptans. Ce sont des acides très faibles avec une odeur désagréable. Avec les métaux, ils forment des composés ressemblant à du sel - les mercaptides. Dans les huiles, les mercaptans sont des composés dans lesquels un groupe SH est attaché à des radicaux hydrocarbonés. Les mercaptans corrodent les tuyaux et autres équipements métalliques des plates-formes de forage. La majeure partie des composés non-hydrocarbures contenus dans les huiles sont des composants de résine asphaltique. Ce sont des substances de couleur foncée contenant, outre du carbone et de l'hydrogène, de l'oxygène, de l'azote et du soufre. Ils sont représentés par des résines et des asphaltènes. Les substances résineuses contiennent environ 93 % de l’oxygène présent dans l’huile. L'oxygène dans l'huile se trouve également à l'état lié dans la composition des acides naphténiques (environ 6 %), des phénols (pas plus de 1 %), ainsi que acides gras et leurs dérivés. La teneur en azote des huiles ne dépasse pas 1 %. Sa majeure partie est contenue dans des résines. La teneur en résines des huiles peut atteindre 60 % en poids d'huile, les asphaltènes - 16 %. Les asphaltènes sont un solide noir. Leur composition est similaire à celle des résines, mais se caractérisent par des ratios d'éléments différents. Ils se distinguent par une teneur élevée en fer, vanadium, nickel, etc. Si les résines sont solubles dans les hydrocarbures liquides de tous les groupes, alors les asphaltènes sont insolubles dans les hydrocarbures méthaniques, partiellement solubles dans les hydrocarbures naphténiques et mieux solubles dans les hydrocarbures aromatiques. Dans le pétrole « blanc », les résines sont contenues en petites quantités et les asphaltènes sont totalement absents.

2. Propriétés physiques du pétrole

Les propriétés les plus importantes du pétrole sont la densité, la teneur en soufre, la composition fractionnée, la viscosité et la teneur en eau, en sels de chlorure et en impuretés mécaniques.
La densité du pétrole dépend de la teneur en hydrocarbures lourds tels que les paraffines et les résines.

La densité peut être utilisée pour juger approximativement de la composition en hydrocarbures du pétrole et des produits pétroliers, car sa valeur pour les hydrocarbures de différents groupes est différente. Une densité de pétrole brut plus élevée indique plus d’hydrocarbures aromatiques, et une densité de pétrole brut plus faible indique plus d’hydrocarbures paraffiniques. Les hydrocarbures du groupe naphténique occupent une position intermédiaire. Ainsi, la valeur de la densité caractérisera dans une certaine mesure non seulement composition chimique et l'origine du produit, mais aussi sa qualité. Les qualités légères de pétrole brut sont de la plus haute qualité et les plus précieuses. Plus la densité du pétrole brut est faible, plus le processus de raffinage du pétrole est facile et plus la qualité des produits pétroliers obtenus est élevée.

Sur la base de la teneur en soufre, le pétrole brut en Europe et en Russie est divisé en pétrole à faible teneur en soufre (jusqu'à 0,5 %), en soufre (0,51 à 2 %) et à haute teneur en soufre (plus de 2 %).
Le pétrole est un mélange de plusieurs milliers de composés chimiques, dont la plupart sont des hydrocarbures ; chacun de ces composés est caractérisé par son propre point d’ébullition, qui est la propriété physique la plus importante du pétrole, largement utilisée dans l’industrie du raffinage du pétrole.

La présence d'impuretés mécaniques dans la composition du pétrole s'explique par les conditions de son apparition et les modalités de production. Les impuretés mécaniques sont constituées de particules de sable, d'argile et d'autres roches dures, qui, se déposant à la surface de l'eau, contribuent à la formation d'une émulsion pétrolière. Dans les décanteurs, les réservoirs et les canalisations, lorsque l'huile est chauffée, certaines impuretés mécaniques se déposent sur le fond et les parois, formant une couche de saleté et de sédiments solides. Dans le même temps, la productivité des équipements diminue et lorsque des sédiments se déposent sur les parois des canalisations, leur conductivité thermique diminue. La fraction massique d'impuretés mécaniques jusqu'à 0,005 % inclus est évaluée comme leur absence.

La viscosité est déterminée par la structure des hydrocarbures qui composent le pétrole, c'est-à-dire leur nature et leurs relations, il caractérise les propriétés de pulvérisation et de pompage du pétrole et des produits pétroliers : plus la viscosité du liquide est faible, plus il est facile de le transporter par pipelines et de le traiter. Cette caractéristique est particulièrement importante pour déterminer la qualité des fractions pétrolières obtenues lors du raffinage du pétrole et la qualité des huiles lubrifiantes standards. Plus la viscosité des fractions pétrolières est élevée, plus leur point d'ébullition est élevé.

III. MÉTHODES DE TRAITEMENT DE L'HUILE

Les processus technologiques d'une raffinerie de pétrole sont généralement classés en deux groupes : physiques et chimiques.
Les processus physiques (transfert de masse) réalisent la séparation du pétrole en ses composants constitutifs (fractions de carburant et de pétrole) sans transformations chimiques et l'élimination (extraction) des fractions de pétrole, des résidus de pétrole, des fractions de pétrole, des condensats de gaz et des gaz des composants indésirables (arènes polycycliques). , asphaltènes, paraffines réfractaires), composés non glucidiques.
Dans les procédés chimiques, le traitement de la matière première pétrolière est effectué par des transformations chimiques pour produire de nouveaux produits non contenus dans la matière première. Processus chimiques utilisés dans les raffineries de pétrole modernes, selon la méthode d'activation, les réactions chimiques sont divisées en thermiques et catalytiques.

1. Première transformation

1.1 Préparation de l'huile pour le raffinage

Le pétrole extrait des puits contient toujours du gaz associé, des impuretés mécaniques et de l'eau de formation dans laquelle divers sels sont dissous. Il est évident que ce pétrole « sale » et brut, qui contient également des composants gazeux organiques et inorganiques très volatils, ne peut pas être transporté et traité dans les raffineries de pétrole sans une préparation minutieuse sur le terrain.
Le pétrole est préparé pour le traitement en 2 étapes - au champ pétrolifère et à la raffinerie de pétrole afin d'en séparer le gaz associé, les impuretés mécaniques, l'eau et les sels minéraux.

1.2 Informations générales sur la distillation et la rectification du pétrole

Distillation(fractionnement) est le processus de séparation physique du pétrole et des gaz en fractions (composants) qui diffèrent les unes des autres et du mélange d'origine en termes de limites de température d'ébullition.
La distillation avec rectification est le processus de transfert de masse le plus courant dans la technologie chimique, pétrolière et gazière, réalisé dans des appareils - colonnes de distillation par contact répété à contre-courant de vapeur et de liquide. La mise en contact des flux de vapeur et de liquide peut être effectuée soit en continu (dans des colonnes à garnissage), soit par étapes (dans des colonnes de distillation à plateaux). Lorsque des contre-courants de vapeur et de liquide interagissent à chaque étape de contact (plaque ou couche de garnissage), un transfert de chaleur et de masse se produit entre eux, en raison de la tendance du système vers un état d’équilibre. À la suite de chaque contact, les composants sont redistribués entre les phases : la vapeur est quelque peu enrichie en composants à bas point d'ébullition, et le liquide est quelque peu enrichi en composants à haut point d'ébullition. Avec un contact suffisamment long et une efficacité élevée du dispositif de contact, la vapeur et le liquide quittant la plaque ou la couche de garnissage peuvent atteindre un état d'équilibre, c'est-à-dire que les températures des flux deviendront les mêmes et leurs compositions seront liées par des équations d'équilibre. . Un tel contact entre liquide et vapeur, aboutissant à l'atteinte de l'équilibre des phases, est généralement appelé étape d'équilibre, ou plateau théorique. En sélectionnant le nombre d'étapes de contact et les paramètres du processus, il est possible de garantir toute précision requise dans le fractionnement des mélanges d'huiles. L'endroit où les matières premières distillées chauffées sont introduites dans la colonne de distillation est appelé section d'alimentation (zone), où se produit une évaporation unique. La partie de la colonne située au-dessus de la section d'alimentation sert à la rectification du flux de vapeur et est appelée section de concentration (renforcement), et l'autre partie inférieure, dans laquelle le flux de liquide est rectifié, est appelée section de stripping ou d'épuisement. .

Il existe des colonnes simples et complexes.
De simples colonnes de distillation assurent la séparation du mélange initial en deux produits : le rectificat (distillat), évacué en tête de colonne à l'état de vapeur, et le résidu - le produit liquide inférieur de la rectification.

Des colonnes de distillation complexes séparent le mélange d’alimentation en plus de deux produits. Il existe des colonnes complexes avec sélection de fractions supplémentaires directement à partir de la colonne sous forme de bandes latérales et de colonnes dans lesquelles des produits supplémentaires sont prélevés dans des colonnes de stripping spéciales appelées strippers. Ce dernier type de colonnes est largement utilisé dans les installations de distillation primaire du pétrole.
La clarté de la séparation est le principal indicateur de l'efficacité de la colonne de distillation et caractérise leur capacité de séparation. Elle peut être exprimée dans le cas de mélanges binaires par la concentration du composant cible dans le produit.

En ce qui concerne la rectification des mélanges pétroliers, elle est généralement caractérisée par la pureté de groupe des fractions sélectionnées, c'est-à-dire la proportion de composants qui s'évapore le long de la courbe du point d'ébullition réel jusqu'à une limite de température donnée pour diviser le mélange en fractions sélectionnées. (distillats ou résidus), ainsi que la sélection des fractions à partir du potentiel. En tant qu'indicateur indirect de la clarté (pureté) de la séparation dans la pratique, une caractéristique telle que le chevauchement des points d'ébullition des fractions voisines du produit est souvent utilisée. Dans la pratique industrielle, ils n'imposent généralement pas d'exigences extrêmement élevées en matière de clarté de la séparation, car l'obtention de composants ultra-purs ou de fractions ultra-étroites nécessitera des coûts d'investissement et d'exploitation correspondants élevés.

1.3 Fractions pétrolières

Fraction gazeuse du pétrole (t kip< 40°С, CH 4 - C 4 H 10)

Lors du raffinage du pétrole, il se forme des gaz qui sont des alcanes non ramifiés : butane, propane, éthane. Le nom industriel de cette fraction est gaz de pétrole. La fraction gazeuse du pétrole est éliminée avant la distillation primaire du pétrole ou est séparée de la fraction essence après distillation. Le gaz de pétrole est utilisé comme combustible ou est liquéfié pour produire du gaz liquéfié, qui est ensuite utilisé comme matière première pour produire de l'éthylène.

Fraction essence du pétrole (t ébullition = 40-200°C, C 5 H 12 - C 11 H 24)

C'est un mélange d'hydrocarbures utilisé pour produire différents types de carburants automobiles. Avec une séparation plus fine de cette fraction, on obtient de l'éther de pétrole et de l'essence. La qualité de l'essence est déterminée par l'indice d'octane.

Fraction naphta de l'huile (t ébullition = 150-250°C, C 5 H 18 - C 14 H 30)

Il s'avère qu'il s'agit d'une fraction d'essence et de kérosène. Il est presque entièrement constitué d'alcanes. La majeure partie du naphta est reformée, ce qui la transforme en essence. Le naphta est également utilisé comme matière première pour la production d’autres produits chimiques.

Fraction kérosène de l'huile (t ébullition = 180-300°C, C 12 H 26 - C 18 H 38)

La fraction est constituée d'alcanes aliphatiques, d'hydrocarbures aromatiques et de naphtalènes. Après purification, une partie de la fraction kérosène est utilisée pour produire des hydrocarbures paraffiniques, et l'autre partie est transformée en essence. Cependant, la majeure partie du kérosène est utilisée comme carburéacteur.

Fraction gazole du pétrole (t ébullition = 200-360°C, C 13 H 28 - C 19 H 36)

Cette fraction du pétrole a un autre nom, plus courant : le carburant diesel. Une partie de celui-ci permet d'obtenir du gaz de raffinerie et de l'essence, mais il est généralement utilisé comme carburant pour les moteurs diesel et les fours industriels.

Fioul (C 15 H 32 - C 50 H 102)

Le fioul est obtenu après élimination de toutes les autres fractions du fioul. Habituellement, le mazout et ce qui est fabriqué à partir de pétrole sont utilisés comme combustible liquide pour la production de vapeur et les chaudières de chauffage dans les centrales électriques, les installations industrielles et les navires. Cependant, une certaine partie du fioul est distillée pour produire de la cire de paraffine et des huiles lubrifiantes. Après distillation sous vide du fioul, une substance de couleur foncée se forme, appelée « asphalte » ou « bitume ». Le bitume est utilisé dans la construction de routes.

2. Recyclage

En règle générale, les produits du raffinage primaire du pétrole ne sont pas des produits pétroliers commerciaux. Par exemple, l'indice d'octane de la fraction essence est d'environ 65 points, la teneur en soufre de la fraction diesel peut atteindre 1 % ou plus, tandis que la norme, selon les marques, est de 0,005 % à 0,2 %. De plus, les fractions d’huile sombre peuvent être soumises à un traitement plus qualifié.
À cet égard, les fractions pétrolières sont fournies aux installations de traitement secondaire conçues pour améliorer la qualité des produits pétroliers et approfondir le raffinage du pétrole.

2.1 Types et objectif des procédés thermolytiques

Les processus thermolytiques désignent les processus de transformation chimique de la matière première pétrolière.

Cokéfaction- un long processus de thermolyse de résidus lourds ou de distillats aromatisés à haut point d'ébullition à basse pression et température 470-540°C. L'objectif principal de la cokéfaction est la production de cokes de pétrole de différentes qualités, en fonction de la qualité des matières premières traitées. Les sous-produits de la cokéfaction sont du gaz de faible valeur, de l’essence et du gazole de mauvaise qualité.

Pyrolyse- thermolyse à haute température (750-800 °C) de matières premières glucidiques gazeuses, de distillation légère ou moyenne, réalisée à basse pression et pendant une durée extrêmement courte. L'objectif principal de la pyrolyse est la production de gaz contenant des alcènes. En tant que sous-produit de la pyrolyse, on obtient un liquide hautement aromatique d'une large composition fractionnée avec une teneur élevée en alcènes.

Le processus de production de brais de pétrole (pitching)- un nouveau procédé de thermolyse (carbonisation) de distillation lourde ou de matières premières résiduelles introduites dans le raffinage du pétrole domestique, réalisé à basse pression, température modérée (360-420°C) et pendant une longue durée. En plus du produit cible, le brai, le procédé produit des gaz et des fractions kérosène-gasoil.

Catalyse- un processus physico-chimique en plusieurs étapes consistant à modifier sélectivement le mécanisme et la vitesse des réactions chimiques possibles par une substance - un catalyseur, formant des composés chimiques intermédiaires avec les participants aux réactions.

2.2 Le processus de production d'essence à partir de kérosène

L'essence est produite à partir du kérosène par craquage. Le craquage a été inventé par l'ingénieur russe V.G. Choukhov en 1891
Le processus de craquage se produit avec la rupture des chaînes d'hydrocarbures et la formation de limites et de hydrocarbures insaturés:

La dégradation des molécules d'hydrocarbures se produit par un mécanisme radical.

2.3 Procédé d'obtention du bitume

Le procédé de production de bitume est un procédé de déshydrocondensation oxydative (carbonisation) à moyenne température et à long terme de résidus de pétrole lourd (goudrons, asphaltites diaphaltiques), réalisé à pression atmosphérique et température 250-300 °C.

2.4 Processus de production du noir de carbone

Le processus de production de noir de carbone (suie) est une thermolyse exclusivement à haute température (supérieure à 1 200 °C) de matière première de distillation lourde et hautement aromatique, réalisée à basse pression et de courte durée. Ce processus peut être considéré comme une pyrolyse dure, visant non pas à la production de gaz contenant des alcènes, mais à la production de carbone solide hautement dispersé - un produit de décomposition thermique profonde des matières premières glucidiques, essentiellement en ses éléments constitutifs.

2.5 Augmentation de l'indice d'octane

Indice d'octane- un indicateur caractérisant la résistance à la détonation des carburants pour moteurs à combustion interne à carburateur. Numériquement égal à la teneur (en % en volume) d'isooctane dans son mélange avec le n-heptane, à laquelle ce mélange est équivalent en résistance à la détonation au carburant étudié dans des conditions d'essai standards. L'isooctane est difficile à oxyder même à des taux de compression élevés, et sa résistance à la détonation est classiquement acceptée à 100 unités. La combustion du n-heptane dans un moteur, même à faible taux de compression, s'accompagne d'une détonation, sa résistance à la détonation est donc prise comme 0. Pour estimer l'indice d'octane supérieur à 100, une échelle conventionnelle a été créée dans laquelle l'isooctane est utilisé avec le addition de diverses quantités de plomb tétraéthyle.

Les tests de détonation sont effectués sur une grandeur nature moteur de voiture ou sur installations spéciales avec des moteurs monocylindres. Sur les moteurs pleine grandeur, l'indice d'octane réel (RON) est déterminé dans des conditions de banc ; dans des conditions routières, l'indice d'octane routier (RON) est déterminé. Sur les installations spéciales équipées d'un moteur monocylindre, la détermination de l'indice d'octane s'effectue généralement selon deux modes : plus strict (méthode moteur) et moins strict (méthode de recherche). L'indice d'octane du carburant déterminé par la méthode de recherche est généralement légèrement supérieur à l'indice d'octane déterminé par la méthode du moteur. La différence entre ces indices d'octane caractérise la sensibilité du carburant au mode de fonctionnement du moteur.

Pour augmenter l'indice d'octane de l'essence, utilisez reformage catalytique - transformation chimique des hydrocarbures entrant dans leur composition, jusqu'à 92-100 points. Le procédé est réalisé en présence d'un catalyseur aluminium-platine-rhénium. Une augmentation de l'indice d'octane se produit en raison d'une augmentation de la proportion d'hydrocarbures aromatiques. Les fondements scientifiques du processus ont été développés par notre compatriote - l'éminent chimiste russe N.D. Zelinsky au début du XXe siècle.

Le rendement du composant à indice d'octane élevé est de 85 à 90 % pour la matière première. L'hydrogène est produit comme sous-produit et est utilisé dans d'autres unités de raffinage. La capacité des unités de reformage varie de 300 à 1 000 000 tonnes ou plus par an de matières premières.

La matière première optimale est une fraction d’essence lourde avec des plages d’ébullition de 85 à 180°C. La matière première est soumise à un hydrotraitement préalable - l'élimination des composés soufrés et azotés, même en petites quantités, qui empoisonnent de manière irréversible le catalyseur de reformage.

Le reformage catalytique dans certaines raffineries est également utilisé pour produire des hydrocarbures aromatiques, matières premières pour l'industrie pétrochimique. Les produits obtenus à la suite du reformage de fractions étroites d'essence sont distillés pour produire du benzène, du toluène et un mélange de xylènes.

Au cours du processus de reformage, une isomérisation des hydrocarbures linéaires se produit :

Formation de qualités d'essence supérieures en raison de la réunification des alcanes et des alcènes :

Ainsi que leur transformation en hydrocarbures cycliques et aromatiques, qui entraîne une augmentation de l'indice d'octane :

L'essence avec un indice d'octane plus élevé est également obtenue par craquage catalytique. Les recherches d'E. Goodry sur les argiles réfractaires comme catalyseurs ont conduit à la création en 1936 d'un catalyseur efficace à base d'aluminosilicates pour le processus de craquage. Dans ce processus, les distillats de pétrole à point d’ébullition moyen étaient chauffés et convertis à l’état de vapeur ; pour augmenter la vitesse des réactions de clivage, c'est-à-dire processus de craquage et changeant la nature des réactions, ces vapeurs traversaient la couche de catalyseur. Les réactions ont eu lieu à des températures modérées de 430 à 480°C et à pression atmosphérique, contrairement aux processus de craquage thermique où haute pression. Le procédé Goodry a été le premier procédé de craquage catalytique à être mis en œuvre avec succès à l'échelle industrielle.

IV. PROBLEMES ENVIRONNEMENTAUX

Les problèmes environnementaux associés au pétrole sont importants et variés. Les fuites, même de petites quantités de pétrole, provoquent souvent des dommages irréparables à l’environnement ainsi qu’à l’économie. Développer des moyens sûrs pour trouver des gisements de pétrole, les extraire et les traiter est l'une des plus grandes priorités mondiales. Non seulement l’état de la nature aujourd’hui, mais aussi son état futur en dépend.
Les conséquences environnementales des marées noires sont dévastatrices, car la pollution pétrolière perturbe de nombreux processus et relations naturels, modifie considérablement les conditions de vie de tous les types d'organismes vivants et s'accumule dans la biomasse.

Le pétrole est un produit de décomposition à long terme et recouvre très rapidement la surface des eaux d’une couche dense de film d’huile, qui empêche l’accès de l’air et de la lumière.
10 minutes après qu'une tonne de pétrole soit dans l'eau, une nappe de pétrole se forme dont l'épaisseur est de 10 mm. Au fil du temps, l'épaisseur du film diminue jusqu'à moins de 1 millimètre tandis que la tache s'étend. Une tonne de pétrole peut couvrir une superficie allant jusqu'à 12 kilomètres carrés. D'autres changements se produisent sous l'influence du vent, des vagues et des conditions météorologiques. Généralement, la nappe dérive au gré du vent, se fragmentant progressivement en petites taches pouvant s'éloigner considérablement du lieu du déversement. Les vents violents et les tempêtes accélèrent le processus de dispersion du film. Lors d’une catastrophe, il n’y a pas de mort massive immédiate de poissons, de reptiles, d’animaux et de plantes. Cependant, à moyen et long terme, l’impact des marées noires est extrêmement négatif. Un déversement frappe le plus durement les organismes qui vivent dans la zone côtière, en particulier ceux qui vivent au fond ou en surface.

Les oiseaux qui passent la majeure partie de leur vie sur l’eau sont les plus vulnérables aux déversements de pétrole à la surface des plans d’eau. La contamination externe par l’huile détruit le plumage, emmêle les plumes et provoque une irritation des yeux. La mort est le résultat d'une exposition eau froide. Les déversements de pétrole de taille moyenne à grande causent généralement la mort de 5 000 oiseaux. Les œufs d’oiseaux sont très sensibles au pétrole. De petites quantités de certains types d’huile peuvent suffire à provoquer la mort pendant la période d’incubation.

Si l’accident s’est produit à proximité d’une ville ou d’une autre zone peuplée, l’effet toxique est accru car le pétrole forme des « cocktails » dangereux avec d’autres polluants d’origine humaine.
Les marées noires tuent les mammifères marins. loutres de mer, ours polaires, phoques, nouveau-nés otaries à fourrure meurent le plus souvent. La fourrure contaminée par l’huile commence à s’emmêler et perd sa capacité à retenir la chaleur et l’eau. Le pétrole, qui affecte la couche graisseuse des phoques et des cétacés, augmente la consommation de chaleur. De plus, l’huile peut provoquer une irritation de la peau et des yeux et interférer avec la capacité normale de nager.
L'huile qui pénètre dans l'organisme peut provoquer des saignements gastro-intestinaux, une insuffisance rénale, une intoxication hépatique et pression artérielle. Les vapeurs de pétrole entraînent des problèmes respiratoires chez les mammifères qui se trouvent à proximité ou à proximité de grandes marées noires.

Les poissons sont exposés aux déversements de pétrole dans l'eau en consommant de la nourriture et de l'eau contaminées et en entrant en contact avec du pétrole pendant leurs mouvements de reproduction. La mort des poissons, à l'exclusion des juvéniles, survient généralement lors de graves marées noires. Cependant, le pétrole brut et les produits pétroliers ont divers effets toxiques sur différents types poisson Des concentrations de 0,5 ppm ou moins d'huile dans l'eau peuvent tuer la truite. L'huile a un effet presque mortel sur le cœur, modifie la respiration, agrandit le foie, ralentit la croissance, détruit les nageoires, entraîne divers changements biologiques et cellulaires et affecte le comportement.
Les larves et les juvéniles de poissons sont les plus sensibles aux effets du pétrole, dont les déversements peuvent détruire les œufs et les larves de poissons situés à la surface de l'eau, ainsi que les juvéniles dans les eaux peu profondes.

Les effets des marées noires sur les organismes invertébrés peuvent durer d’une semaine à 10 ans. Cela dépend du type d’huile ; les circonstances dans lesquelles le déversement s'est produit et son impact sur les organismes. Les invertébrés meurent le plus souvent dans la zone côtière, dans les sédiments ou dans la colonne d'eau. Les colonies d'invertébrés (zooplancton) présentes dans de grands volumes d'eau reviennent plus rapidement à leur état antérieur (avant le déversement) que celles présentes dans de petits volumes d'eau.
Il convient de noter que les dérivés du pétrole ont tendance à s’accumuler dans l’organisme et à provoquer des mutations. Les mutations génétiques des micro-organismes peuvent être transmises tout au long de la chaîne alimentaire aux poissons et à d'autres espèces de la faune marine.

Les plantes des plans d'eau meurent complètement si la concentration d'hydrocarbures polyaromatiques (formés lors de la combustion de produits pétroliers) atteint 1 %.
Le pétrole et les produits pétroliers perturbent l'état écologique des couvertures de sol et déforment généralement la structure des biocénoses. Les bactéries du sol, ainsi que les micro-organismes invertébrés du sol et les animaux, ne sont pas en mesure de remplir efficacement leurs fonctions les plus importantes en raison d'une intoxication par des fractions légères d'huile.

La flore et la faune ne sont pas les seules à souffrir de tels accidents. Les pêcheurs, hôtels et restaurants locaux subissent de lourdes pertes. En outre, d’autres secteurs de l’économie sont également confrontés à des problèmes, notamment les entreprises dont les activités nécessitent de grandes quantités d’eau. Si une marée noire se produit dans un plan d'eau douce, tant la population locale (par exemple, il est beaucoup plus difficile pour les services publics de purifier l'eau entrant dans le réseau d'approvisionnement en eau) et l'agriculture subissent des conséquences négatives.

L'effet à long terme de tels incidents n'est pas connu avec précision : un groupe de scientifiques est d'avis que les marées noires ont un impact négatif sur de nombreuses années, voire décennies, un autre - que les conséquences à court terme sont extrêmement graves, mais pendant assez longtemps. longtemps peu de temps les écosystèmes affectés sont restaurés.
Les dommages causés par des marées noires à grande échelle sont difficiles à évaluer. Cela dépend de nombreux facteurs, tels que le type de pétrole déversé, l’état de l’écosystème affecté, la météo, les courants océaniques et marins, la période de l’année, l’état de la pêche et du tourisme locaux, etc.

Marée noire dans le golfe du Mexique

Le 20 avril 2010, une explosion s'est produite sur la plateforme pétrolière Deepwater Horizon, à 80 kilomètres au large des côtes de la Louisiane, tuant 11 personnes. Le 22 avril, la plateforme coule. À la suite de l'incident, le puits a été endommagé à trois endroits, d'où le pétrole a commencé à s'écouler. BP n'a réussi à colmater la fuite qu'au bout de trois mois. Début septembre 2010, l'entreprise a présenté un rapport sur les résultats de l'enquête sur les causes de l'accident. Selon ce document, une erreur humaine et des défauts de conception de la plate-forme pétrolière ont conduit à l'explosion. Plus tard, une commission créée à l'initiative de Barack Obama a préparé un rapport selon lequel la cause de l'accident était une réduction des coûts de sécurité de BP et de ses partenaires.

V. CHAMPS DE PÉTROLE EN RF

Prirazlomnoye

Le champ pétrolifère Prirazlomnoye est situé sur le plateau de la mer de Barents.

Projets du plateau de Sakhaline

Les projets du plateau de Sakhaline sont un nom généralisé pour tout un groupe de projets de développement de gisements d'hydrocarbures sur le plateau continental de la mer d'Okhotsk et de la mer du Japon et du détroit de Tatar, adjacents à l'île de Sakhaline.

Arlanskoïe

Le champ d'Arlanskoye est unique en termes de réserves de pétrole, situé au nord-ouest de la Bachkirie, dans la province pétrolière et gazière Volga-Oural. Il est situé sur le territoire des districts de Krasnokamsk et Dyurtyulinsky de la république et en partie sur le territoire de l'Oudmourtie. Ouvert en 1955, mis en développement en 1958. La longueur est supérieure à 100 km et la largeur peut atteindre 25 km.

Bovanenkovskoe

Le champ de condensats de pétrole et de gaz de Bovanenkovskoye est le plus grand champ de la péninsule de Yamal. Bovanenkovo ​​​​​​est situé sur la péninsule de Yamal, à 40 kilomètres de la côte de la mer de Kara, du cours inférieur des rivières Syo-Yakha, Mordy-Yakha et Naduy-Yakha. Le nombre de gisements de gaz sur l'installation est de trois. Le nombre total de puits est de 743.

Vankorskoïe

Le champ Vankor est un champ pétrolier et gazier prometteur situé dans la région russe de Krasnoïarsk. Avec les champs Lodochnoye, Tagulskoye et Suzunskoye, il fait partie du bloc Vankor. Situé au nord de la région, il comprend les régions de Vankorsky (district de Turukhansky du territoire de Krasnoïarsk) et de North-Vankorsky (située sur le territoire de l'Okrug autonome de Taimyr (Dolgano-Nenets). Le camp de rotation Vankor a été créé pour le développement du domaine.

Verkhnechonskoe

Le champ pétrolifère Verkhnechonskoye est un grand champ pétrolifère situé dans la région d'Irkoutsk en Russie.

Liantorskoye

Lyantorskoye est un champ géant de condensats de pétrole et de gaz en Russie. Situé dans l'Okrug autonome de Khanty-Mansiysk, près de Khanty-Mansiysk. Ouvert en 1965. Les réserves totales de pétrole s'élèvent à 2 milliards de tonnes et les réserves résiduelles à 380 millions de tonnes.

Mamontovskoe

Mamontovskoye est un grand champ pétrolier en Russie. Situé dans l'Okrug autonome de Khanty-Mansiysk. Ouvert en 1965. Le développement a commencé en 1970. Les réserves de pétrole s'élèvent à 1,4 milliard de tonnes. Dépôts à une profondeur de 1,9 à 2,5 km.

Nijnechutinskoe

Le gisement pétrolier de Nizhnechutinskoye est un grand gisement pétrolier de la province pétrolière et gazière de Timan-Pechora, situé sur le territoire de la République de Komi, près de la ville d'Ukhta.

Pravdinskoé

Pravdinskoye est un grand champ pétrolier en Russie. Situé dans l'Okrug autonome de Khanty-Mansiysk, près de Khanty-Mansiysk. Ouvert en 1966. Le développement a commencé en 1968.

Priobskoe

Priobskoye est un champ pétrolier géant en Russie. Situé dans l'Okrug autonome de Khanty-Mansiysk, près de Khanty-Mansiysk. Divisé par la rivière Ob en deux parties - rives gauche et droite. Le développement de la rive gauche a commencé en 1988, celui de la rive droite en 1999.

Romashkinskoe

Le champ pétrolifère Romashkinskoye est le plus grand champ de la province de la Volga-Oural, au sud du Tatarstan. Ouvert en 1948.

Samotlor

Le champ pétrolifère de Samotlor (Samotlor) est le plus grand champ pétrolifère de Russie et l'un des plus grands champs pétrolifères du monde. Situé dans l'Okrug autonome de Khanty-Mansiysk, près de Nizhnevartovsk, dans la région du lac Samotlor. Traduit de Khanty, Samotlor signifie « lac mort », « eau mince ».

Fedorovskoe

Fedorovskoye est un grand champ pétrolier en Russie. Situé dans l'Okrug autonome de Khanty-Mansiysk, près de Surgut. Ouvert en 1971. Les réserves de pétrole s'élèvent à 2,0 milliards de tonnes. Dépôts à une profondeur de 1,8 à 2,3 km.

Kharassoveyskoe

Champ de condensats de pétrole et de gaz de Kharasoveyskoye - un champ sur la péninsule de Yamal. Situé sur la côte ouest de la péninsule de Yamal, 1/3 superficie totale va sous l’eau sur le plateau côtier.

Ioujno-Russkoe

Le champ pétrolier et gazier Yuzhno-Russkoye est situé dans le district de Krasnoselkupsky de l'Okrug autonome de Yamalo-Nenets, l'un des plus grands de Russie.

VI. PRIX DU PÉTROLE

Le pétrole est utilisé pour produire des biens et des services. Cela signifie que son prix, d'une part, affecte le coût des biens et des services et, d'autre part, crée un profit qui est redistribué dans l'économie. De plus, ce qui est tout à fait naturel, la totalité de l'argent par lequel le coût de production augmente en raison de la hausse des prix du pétrole est reversé à l'économie, soit par le biais des dépenses publiques (ce qu'il prend pour lui-même sous forme d'impôts et de droits d'accise) , ou en tant qu'entreprises à but lucratif qui produisent ce pétrole.

Une partie importante des industries servant à la production pétrolière et gazière ont été retirées du pays. Et comme le coût de leurs services augmente également avec la hausse des prix du pétrole, et parfois plus rapidement que le pétrole lui-même, il est possible que l'essentiel de l'augmentation du coût du pétrole se produise en dehors de la Russie. Et si l'on prend également en compte que le niveau de dégradation économie russe si elle augmente, la probabilité d’une telle redistribution devient encore plus élevée.

Il existe un autre facteur : la hausse des prix du pétrole provoque une inflation des coûts de production de presque tous les produits. Compte tenu du fait qu'une part importante des biens de consommation en Russie provient des importations, une part importante des revenus pétroliers supplémentaires redistribués dans l'économie de notre pays ira également à l'étranger. Sans parler du fait que nos entreprises gardent une partie importante de leur argent à l’étranger – ce qui a aussi un impact sur la redistribution des revenus qui n’est pas en notre faveur.

Dans le contexte économique difficile actuel, les risques liés à l’investissement sur les marchés émergents, notamment en Russie, sont trop grands. La dépendance du marché russe à l'égard des matières premières et des caractéristiques de la gouvernance d'entreprise existe. La baisse des prix des matières premières a l'impact négatif le plus important sur le marché russe, étant donné la part élevée de ces secteurs. La part du secteur pétrolier et gazier dans l'indice RTS est de 60 %, celle des sociétés de matières premières est de 15 %. Ainsi, les trois quarts du marché russe dépendent des cours mondiaux du pétrole et des matières premières.

Les bas prix des matières premières constituent un problème mondial. Les prix du pétrole pourraient atteindre un nouveau niveau plus élevé haut niveauà mesure que l’économie mondiale se redresse et que la demande de pétrole se redresse. Dans le même temps, les actions pétrolières russes, en raison du niveau élevé de fiscalité dans l'industrie, ne sont peut-être pas les plus attractives par rapport à leurs homologues étrangères opérant dans les pays développés et en développement. La part importante des entreprises des secteurs des matières premières dans l'indice RTS peut être réduite grâce à des offres publiques de nouvelles entreprises.

La forte dépendance à l'égard des prix du pétrole et leur baisse significative conduisent également à une forte révision des prévisions concernant le taux de croissance du PIB de la Russie. En termes d'ampleur des révisions, la Russie est en tête parmi les autres pays en développement : à l'automne 2008. Une croissance du PIB était encore attendue en 2009. au niveau de 6%, la prévision officielle est désormais de moins 2,4%, certaines sociétés d'investissement prédisent une réduction encore plus forte - jusqu'à moins 3,5%. Historiquement, un retournement des marchés boursiers coïncide avec le moment de stabilisation du taux de baisse du PIB sur une base annuelle.

Ainsi, la Russie est totalement dépendante du pétrole : sa production, ses prix, étant l'un des principaux exportateurs de ce minéral. En vendant du pétrole brut à l'étranger et en achetant des matières premières transformées toutes prêtes, notre État rend l'économie, la politique et l'ensemble de l'infrastructure dépendants des moindres fluctuations des prix du pétrole.

À première vue, une solution évidente à ce problème consiste à réviser le travail du complexe pétrolier et énergétique : introduire de nouveaux projets, plans, concepts de développement, commencer à raffiner le pétrole brut, utiliser des méthodes d'extraction moins coûteuses et utilisation rationnelle champs de pétrole, etc.

Mais tout cela ne peut être réalisé sans développements et projets scientifiques et techniques, sans scientifiques et autres spécialistes, dont le manque en Russie est particulièrement visible.
Par conséquent, pour se débarrasser de la dépendance à l'égard des matières premières, un vaste ensemble de mesures plutôt impopulaires est nécessaire dans les domaines politique, économique, scientifique, éducatif, etc., et ce n'est qu'après un travail systémique coordonné de tous les secteurs de l'industrie et de l'économie. être possible de « descendre de l’aiguille à huile ».

VII. L'HUILE ET LA VIE

L'huile fournit de la chaleur et de la lumière -
Il n’y a tout simplement pas de remplaçant pour elle.
Ils fabriquent beaucoup de pétrole :
Et les routes asphaltées
Et des costumes et des chemises,
Des tasses incroyables !
Rappelez-vous comment une locomotive diesel
Une fois, je t'ai emmené à la mer...
Le pétrole brûlait dans ses fourneaux,
Sans pétrole, à quoi ça sert ?
Et ce n'est pas pour rien dans notre région,
Tous les travailleurs du pétrole le savent,
Ils l'attendent avec impatience
On l’appelle l’or noir.

L’importance du pétrole dans nos vies ne peut être surestimée.
Gaz, essence, kérosène, mazout et autres types de carburants obtenus à partir du pétrole et sans lesquels il n'y aurait pas de voitures, d'avions, de locomotives à vapeur, de navires, de chauffage, d'hydroélectricité, de centrales électriques, de sous-marins, d'usines, d'usines et tout Les infrastructures en général ne représentent même pas un centième de ce qui est fabriqué à partir du pétrole.

De nombreuses substances différentes sont obtenues à partir du pétrole : des hydrocarbures aux alcools et acides, à partir desquels sont ensuite obtenus des médicaments, des cosmétiques, des produits chimiques ménagers, des emballages en cellophane, du plastique (des stylos à bille aux pièces d'engins spatiaux habités), des composants radio et des équipements radio, des vêtements et des tissus. fait. Cette liste de choses sans lesquelles nous ne pouvons imaginer nos vies aujourd’hui est loin d’être complète.

Toute profession, qu'elle soit médecin ou enseignant, économiste ou avocat, scientifique ou développeur, est associée à la production et au raffinage du pétrole, car le pétrole, notamment en Russie, unit toutes les sphères de la vie, sans parler des personnes qui travaillent directement dans ce domaine.

J'ai l'intention de lier ma vie à la chimie, c'est-à-dire de consacrer une partie de ma carrière aux développements de haute technologie.

Les composés du pétrole brut sont des substances complexes composées de cinq éléments - C, H, S, O et N, et la teneur de ces éléments varie de 82 à 87 % de carbone, 11 à 15 % d'hydrogène, 0,01 à 6 % de soufre, 0 à 2 %. % d'oxygène et 0,01 à 3 % d'azote.

Le pétrole brut des puits conventionnels est un liquide huileux brun verdâtre, hautement inflammable et doté d’une odeur âcre. Le pétrole produit dans les champs, en plus des gaz qui y sont dissous, contient une certaine quantité d'impuretés - particules de sable, d'argile, de cristaux de sel et d'eau. La teneur en particules solides et en eau complique son transport dans les pipelines et son traitement, provoque l'érosion des surfaces internes des canalisations d'oléoduc et la formation de dépôts dans les échangeurs de chaleur, les fours et les réfrigérateurs, ce qui entraîne une diminution du coefficient de transfert de chaleur, augmente la teneur en cendres des résidus de distillation du pétrole (fiouls et goudrons), favorise la formation d'émulsions persistantes. De plus, au cours du processus de production et de transport du pétrole, une perte importante de composants du pétrole léger se produit. Afin de réduire les coûts de raffinage du pétrole causés par la perte de composants légers et l’usure excessive des oléoducs et des équipements de traitement, le pétrole extrait est soumis à un prétraitement.

Pour réduire la perte de composants légers, le pétrole est stabilisé et des réservoirs de stockage de pétrole hermétiques spéciaux sont utilisés. L'huile est débarrassée de la majeure partie de l'eau et des particules solides en se déposant dans des réservoirs à froid ou lorsqu'elle est chauffée. Ils sont enfin déshydratés et dessalés dans des installations spéciales. Cependant, l’eau et l’huile forment souvent une émulsion difficile à séparer, ce qui ralentit considérablement, voire empêche, la déshydratation de l’huile. Il existe deux types d'émulsions d'huile :

huile dans l'eau, ou émulsion hydrophile,

et eau dans huile, ou émulsion hydrophobe.

Il existe trois méthodes pour briser les émulsions d’huile :

Mécanique:

décantation - appliqué sur des émulsions fraîches et facilement cassables. La séparation de l'eau et de l'huile se produit en raison de la différence de densité des composants de l'émulsion. Le processus est accéléré en chauffant à 120-160°C sous une pression de 8-15 atmosphères pendant 2-3 heures, empêchant l'évaporation de l'eau.

centrifugation - séparation des impuretés mécaniques de l'huile sous l'influence des forces centrifuges. Il est rarement utilisé dans l'industrie, généralement dans des séries de centrifugeuses d'une vitesse de 350 à 5 000 par minute, avec une productivité de 15 à 45 m3/h chacune.

Chimique:

la destruction des émulsions est obtenue grâce à l'utilisation de tensioactifs - désémulsifiants. La destruction est obtenue par a) déplacement par adsorption de l'émulsifiant actif par une substance ayant une plus grande activité de surface, b) formation d'émulsions du type opposé (inversion des vases) et c) dissolution (destruction) du film d'adsorption suite à sa réaction chimique avec le désémulsifiant introduit dans le système. Méthode chimique Il est utilisé plus souvent que le mécanique, généralement en combinaison avec l'électricité.

Électrique:

Lorsqu'une émulsion pétrolière entre dans un champ électrique alternatif, les particules d'eau, qui réagissent plus fortement au champ que le pétrole, commencent à osciller, entrant en collision les unes avec les autres, ce qui conduit à leur association, leur grossissement et leur séparation plus rapide avec le pétrole. Installations appelées déshydrateurs électriques.

Un point important est le processus de tri et de mélange de l'huile. Des huiles ayant des propriétés physiques, chimiques et commerciales similaires sont mélangées dans les champs et envoyées pour un traitement commun.

Il existe trois options principales pour le raffinage du pétrole :

• - carburant,
• - le carburant et l'huile,
• - pétrochimique.

Selon l'option combustible, le pétrole est principalement transformé en carburant pour moteurs et chaudières. Il existe un traitement du carburant en profondeur et en profondeur. Lors du raffinage en profondeur du pétrole, ils s'efforcent d'obtenir le rendement le plus élevé possible en essence à moteur de haute qualité, en carburant diesel d'hiver et d'été et en carburéacteur. Le rendement en combustible de la chaudière dans cette option est réduit au minimum. Il s'agit notamment des procédés catalytiques - craquage catalytique, reformage catalytique, hydrocraquage et hydrotraitement, ainsi que des procédés thermiques tels que la cokéfaction. Dans ce cas, le traitement des gaz d’usine vise à augmenter le rendement en essence de haute qualité. Le raffinage peu profond du pétrole nécessite un rendement élevé en combustible de chaudière.

Selon l'option fioul du raffinage du pétrole, outre les carburants, des huiles lubrifiantes et des huiles distillées (industrielles légères et moyennes, automobiles, etc.) sont obtenues. Les huiles résiduelles (huiles aviation, huiles cylindres) sont séparées du goudron par désasphaltage avec du propane liquide. Dans ce cas, du désasphalte et de l'asphalte se forment. Le désasphalte est ensuite traité et l'asphalte est transformé en bitume ou en coke. L'option pétrochimique pour le raffinage du pétrole - outre la production de carburants et d'huiles automobiles de haute qualité, non seulement la préparation de matières premières (oléfines, hydrocarbures aromatiques, normaux et isoparaffiniques, etc.) est réalisée pour la synthèse organique lourde, mais sont également réalisés les processus physiques et chimiques les plus complexes associés à la production à grande échelle d'engrais azotés, de caoutchouc synthétique, de plastiques, de fibres synthétiques, de détergents, d'acides gras, de phénol, d'acétone, d'alcools, d'éthers et de nombreux autres produits chimiques. La principale méthode de raffinage du pétrole est sa distillation directe.

Distillation - distillation (goutte à goutte) - séparation de l'huile en fractions de composition différente (produits pétroliers individuels), basée sur la différence des points d'ébullition de ses composants. La distillation des produits pétroliers avec des points d'ébullition allant jusqu'à 370°C s'effectue à pression atmosphérique et à des températures plus élevées - sous vide ou à la vapeur d'eau (pour éviter leur décomposition).

Le pétrole sous pression est pompé dans un four tubulaire, où il est chauffé à 330...350°C. L'huile chaude et les vapeurs pénètrent dans partie médiane colonne de distillation, où il s'évapore en raison d'une diminution de la pression et où les hydrocarbures évaporés sont séparés de la partie liquide du fioul - le fioul. Les vapeurs d'hydrocarbures remontent dans la colonne et les résidus liquides s'écoulent. Dans la colonne de distillation, le long du trajet de déplacement des vapeurs, des plaques sont installées sur lesquelles une partie des vapeurs d'hydrocarbures se condense. Les hydrocarbures les plus lourds se condensent sur les premiers plateaux, les plus légers parviennent à remonter dans la colonne, et les hydrocarbures les plus lourds, mélangés aux gaz, traversent toute la colonne sans se condenser et sont évacués du haut de la colonne sous forme de vapeurs. Les hydrocarbures sont donc divisés en fractions en fonction de leur point d'ébullition.

Lors de la distillation du pétrole, on obtient des produits pétroliers légers : essence (point d'ébullition 90-200°C), naphta (point d'ébullition 150-230°C), kérosène (point d'ébullition 180-300°C), gazole léger - diesel (point d'ébullition 230- 350°C), du gazole lourd (point d'ébullition 350-430°C), et le reste est un liquide noir visqueux - fioul (point d'ébullition supérieur à 430°C). Le fioul est soumis à un traitement ultérieur. Il est distillé sous pression réduite (pour éviter la décomposition) et les huiles lubrifiantes sont séparées. La distillation flash consiste en deux ou plusieurs processus de distillation unique avec une augmentation température de fonctionnementà chaque étape. Les produits obtenus par distillation directe ont une grande stabilité chimique car ils ne contiennent pas d'hydrocarbures insaturés. L'utilisation de procédés de craquage pour le raffinage du pétrole permet d'augmenter le rendement des coupes essence.

Le craquage est un processus de raffinage du pétrole et de ses fractions, basé sur la décomposition (scission) de molécules d'hydrocarbures complexes dans des conditions de températures et de pressions élevées. Il existe les types de craquage suivants : thermique, catalytique, ainsi que l'hydrocraquage et le reformage catalytique. Le craquage thermique est utilisé pour produire de l’essence à partir de fioul, de kérosène et de carburant diesel. L'essence produite par craquage thermique a un indice d'octane insuffisamment élevé (66...74) et une teneur élevée en hydrocarbures insaturés (30...40 %), c'est-à-dire qu'elle a une mauvaise stabilité chimique et est principalement utilisée uniquement comme composant dans la production d'essence commerciale.

De nouvelles installations de craquage thermique ne sont actuellement plus construites, car l'essence produite avec leur aide s'oxyde lors du stockage pour former des résines et il est nécessaire d'introduire des additifs spéciaux (inhibiteurs) qui réduisent fortement le taux de goudronnage. Le craquage thermique est divisé en phase vapeur et en phase liquide.

Craquage en phase vapeur - l'huile est chauffée à 520...550°C sous une pression de 2...6 atm. Actuellement non utilisé en raison de la faible productivité et de la teneur élevée (40 %) d'hydrocarbures insaturés dans le produit final, qui s'oxydent facilement et forment des résines.

Craquage en phase liquide - la température de chauffage du fioul est de 480 à 500°C à une pression de 20 à 50 atm. La productivité augmente, la quantité (25...30 %) d'hydrocarbures insaturés diminue. Les fractions d’essence provenant du craquage thermique sont utilisées comme composants de l’essence automobile commerciale. Cependant, les carburants de craquage thermique se caractérisent par une faible stabilité chimique, qui est améliorée par l'introduction d'additifs antioxydants spéciaux dans le carburant. Le rendement en essence est de 70 % à partir du fioul, 30 % à partir du fioul.

Le craquage catalytique est un procédé de production d'essence basé sur la division des hydrocarbures et la modification de leur structure sous l'influence de haute température et un catalyseur. La division des molécules d'hydrocarbures se produit en présence de catalyseurs et à température et pression atmosphérique. L'un des catalyseurs est de l'argile spécialement traitée. Ce type de fissuration est appelé fissuration pulvérisée. Le catalyseur est ensuite séparé des hydrocarbures. Les hydrocarbures sont acheminés vers la rectification et les réfrigérateurs, et le catalyseur vers ses réservoirs, où ses propriétés sont restaurées. Les fractions de gazole et de diesel obtenues par distillation directe du pétrole sont utilisées comme matières premières pour le craquage catalytique. Les produits de craquage catalytique sont des composants obligatoires dans la production des qualités d'essence A-72 et A-76.

L'hydrocraquage est un procédé de raffinage de produits pétroliers qui combine le craquage et l'hydrogénation de matières premières (gazoles, résidus pétroliers, etc.). Il s'agit d'un type de craquage catalytique. Le processus de décomposition des matières premières lourdes se produit en présence d'hydrogène à une température de 420...500°C et une pression de 200 atm. Le processus se déroule dans un réacteur spécial avec ajout de catalyseurs (oxydes de W, Mo, Pt). Grâce à l'hydrocraquage, du carburant est obtenu.

Reformage - (de l'anglais reforming - pour refaire, améliorer) le processus industriel de traitement des fractions essence et naphta du pétrole afin d'obtenir de l'essence et des hydrocarbures aromatiques de haute qualité. Comme matière première pour le reformage catalytique, on utilise généralement des fractions d'essence de distillation primaire du pétrole, bouillant déjà à 85... 180 "C. Le reformage est effectué dans un environnement de gaz contenant de l'hydrogène (70... 90 % hydrogène) à une température de 480... 540 °C et une pression de 2... 4 MPa en présence d'un catalyseur au molybdène ou au platine. Pour améliorer les propriétés des fractions essence du pétrole, elles subissent un reformage catalytique, qui est effectué. en présence de catalyseurs à base de platine ou de platine et de rhénium. Lors du reformage catalytique de l'essence, des hydrocarbures aromatiques (benzène, toluène, etc.) se forment à partir de paraffines et de cycloparaffines. appelé hydroformage, et lors de l'utilisation d'un catalyseur au platine - plate-forme. Ce dernier, qui est un processus plus simple et plus sûr, est désormais utilisé beaucoup plus souvent.

Pyrolyse. Il s'agit de la décomposition thermique des hydrocarbures pétroliers dans des appareils spéciaux ou générateurs de gaz à une température de 650°C. Utilisé pour produire des hydrocarbures aromatiques et du gaz. Le pétrole et le fioul peuvent être utilisés comme matières premières, mais le rendement le plus élevé en hydrocarbures aromatiques est observé lors de la pyrolyse des fractions légères du pétrole. Rendement : 50 % de gaz, 45 % de goudron, 5 % de suie. Les hydrocarbures aromatiques sont obtenus à partir de la résine par rectification.

La Fédération de Russie est l'un des leaders mondiaux en matière de production et de production pétrolière. Il existe plus de 50 entreprises dans l'État, dont les tâches principales sont le raffinage du pétrole et la pétrochimie. Parmi eux figurent Kirishi NOS, Omsk Oil Refinery, Lukoil-NORSI, RNA, YaroslavNOS, etc.

Sur à l'heure actuelle la plupart d'entre eux sont liés à des sociétés pétrolières et gazières bien connues telles que Rosneft, Lukoil, Gazprom et Surgutneftegaz. La durée de fonctionnement d'une telle production est d'environ 3 ans.

Principaux produits raffinés– il s’agit de l’essence, du kérosène et du diesel. Aujourd'hui, plus de 90 % de tout l'or noir extrait est utilisé pour produire du carburant : carburant d'aviation, d'avion à réaction, de diesel, de four, de chaudière, ainsi que des huiles lubrifiantes et des matières premières pour les futurs traitements chimiques.

Technologie de raffinage du pétrole

La technologie de raffinage du pétrole comprend plusieurs étapes :

• diviser les produits en fractions qui diffèrent par leur point d'ébullition ;


• traitement de ces associations à l'aide de composés chimiques et production de produits pétroliers commerciaux ;


• mélanger les composants en utilisant une variété de mélanges.

La branche scientifique consacrée au traitement des minéraux combustibles est la pétrochimie. Elle étudie les processus d'obtention des produits à partir de l'or noir et la production chimique finale. Ceux-ci comprennent l'alcool, l'aldéhyde, l'ammoniac, l'hydrogène, l'acide, la cétone, etc. Aujourd’hui, seulement 10 % du pétrole extrait sert de matière première à la pétrochimie.

Processus de base de raffinage du pétrole

Les processus de raffinage du pétrole sont divisés en primaires et secondaires. Les premiers n’impliquent pas de transformation chimique de l’or noir, mais assurent sa séparation physique en fractions. La tâche de ce dernier est d'augmenter le volume de carburant produit. Ils favorisent la transformation chimique des molécules d’hydrocarbures, qui composent le pétrole, en composés plus simples.

Les processus primaires se déroulent en trois étapes. La première est la préparation de l’or noir. Il subit une purification supplémentaire des impuretés mécaniques, et les gaz légers et l'eau sont éliminés à l'aide d'un équipement de dessalage électrique moderne.

Vient ensuite une distillation atmosphérique. Le pétrole est acheminé vers une colonne de distillation, où il est divisé en fractions : essence, kérosène, diesel et enfin en fioul. La qualité des produits à ce stade de transformation ne correspond pas aux caractéristiques du produit, les fractions sont donc soumises à une transformation secondaire.

Les processus secondaires peuvent être divisés en plusieurs types :

• approfondissement (craquage catalytique et thermique, viscoréduction, cokéfaction lente, hydrocraquage, production de bitume, etc.) ;


• le raffinage (reformage, hydrotraitement, isomérisation, etc.) ;


• d'autres opérations de production de pétrole et d'hydrocarbures aromatiques, et l'alkylation.

Le reformage est utilisé pour la fraction essence. De ce fait, il est saturé de mélanges aromatiques. Les matières premières extraites sont utilisées comme élément pour produire de l’essence.

Le craquage catalytique sert à décomposer les molécules de gaz lourdes, qui sont ensuite utilisées pour libérer du carburant.

L'hydrocraquage est une méthode de division des molécules de gaz en excès d'hydrogène. À la suite de ce processus, du carburant diesel et des éléments pour essence sont obtenus.

La cokéfaction est l'opération d'extraction des cokes de pétrole de la fraction lourde et des résidus du procédé secondaire.

Hydrocraquage, hydrogénation, hydrotraitement, hydrodésaromatisation, hydrodéparaffinage, ce sont tous des procédés d'hydrogénation dans le raffinage du pétrole. Leur particularité est qu’ils effectuent des transformations catalytiques en présence d’hydrogène ou d’un gaz contenant de l’eau.

Les installations modernes de raffinage industriel primaire du pétrole sont souvent combinées et peuvent également réaliser certains processus secondaires dans des volumes variés.

Équipement de raffinage du pétrole

L'équipement de raffinage du pétrole est :

• générateurs;


• réservoirs;


• filtres;


• réchauffeurs de liquides et de gaz;


• incinérateurs (dispositifs d'élimination thermique des déchets);


• systèmes de fusées éclairantes ;


• compresseurs à gaz;


• turbines à vapeur ;


• échangeurs de chaleur;


• représente les essais hydrauliques des pipelines;


• tuyaux;


• raccords et autres.

En outre, les entreprises utilisent des fours technologiques pour le raffinage du pétrole. Ils sont conçus pour chauffer l’environnement du procédé en utilisant la chaleur dégagée lors de la combustion du combustible.

Il existe deux types de ces unités : les fours tubulaires et les dispositifs de combustion des résidus de production liquides, solides et gazeux.

Les bases du raffinage du pétrole sont que tout d’abord, la production commence par la distillation du pétrole et sa formation en fractions séparées.

Ensuite, la majeure partie des composés résultants est convertie en produits plus nécessaires grâce à des modifications de leurs caractéristiques physiques et de leur structure moléculaire sous l'influence du craquage, du reformage et d'autres opérations classées comme processus secondaires. Ensuite, les produits pétroliers subissent successivement différents types de purification et de séparation.

Les grandes raffineries de pétrole participent au fractionnement, à la conversion, au traitement et au mélange de l’or noir avec des lubrifiants. En outre, ils produisent du fioul lourd et de l’asphalte, et peuvent également raffiner davantage les produits pétroliers.

Conception et construction de raffineries de pétrole

Tout d’abord, il est nécessaire de réaliser la conception et la construction d’une raffinerie de pétrole. Il s'agit d'un processus plutôt complexe et responsable.

La conception et la construction d’une raffinerie de pétrole se déroulent en plusieurs étapes :

• formation des principaux buts et objectifs de l'entreprise et mise en œuvre analyse d'investissement;


• sélectionner un territoire de production et obtenir l'autorisation de construire une usine ;


• le projet de complexe de raffinage du pétrole lui-même ;


• collecter les appareils et mécanismes nécessaires, effectuer la construction et l'installation, ainsi que les activités de mise en service ;


• La dernière étape est la mise en service de l'entreprise de production pétrolière.

La production de produits en or noir s'effectue à l'aide de mécanismes spécialisés.

Technologies modernes de raffinage du pétrole à l'exposition

L'industrie pétrolière et gazière est largement développée en Fédération de Russie. Se pose dès lors la question de la création de nouvelles installations de production et de l'amélioration et de la modernisation des équipements techniques. Afin d'amener l'industrie pétrolière et gazière russe à un nouveau niveau supérieur, une exposition annuelle des réalisations scientifiques dans ce domaine est organisée. "Neftegaz".

Exposition "Pétrole et Gaz" se distinguera par son ampleur et le grand nombre d'entreprises invitées. Parmi eux se trouvent non seulement des entreprises nationales populaires, mais également des représentants d'autres pays. Ils présenteront leurs réalisations, leurs technologies innovantes, leurs nouveaux projets commerciaux, etc.

En outre, l'exposition présentera des produits du raffinage du pétrole, des carburants et énergies alternatifs, des équipements modernes pour les entreprises, etc.

L'événement comprendra une variété de conférences, séminaires, présentations, discussions, master classes, conférences et discussions.

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