Глубокая переработка нефти

Процессы глубокой переработки нефти с выделением составляю – щих, выкипающих в интервале температур 350 бОО С, необходимо проводить при температурах не превышающих 300 С для предотвращения термического разложения продуктов переработки. Проектирование процессов глубокой переработки нефти требует знания ДНП в интервале температур от комнатной до 300 С. ДНП нефтепродуктов, выкипающих в интервале температур 350 600 С, при указанных условиях лежит.  [1]

Процесс глубокой переработки нефти в промышленном масштабе впервые в мире был применен в Петербурге в 1873 г. В этом году Монетный двор начал получать светильный газ, вырабатываемый из мазута.  [2]

Сборник посвящен вопросам изучения схем и процессов глубокой переработки нефтей и нефтяных остатков.  [3]

Охренное народнохозяйственное значение в этой связи имеет процессы глубокой переработки нефти. Их внедрение позволяет использовать мазут н составляющие его высокомолекулярные фракции в качестве второго весле нефти основного вида сырья и значительно увеличить производство моторных топлнв насел н сырьевых продуктов для нефтехимии.  [4]

В настоящее время каталитический крекинг является самым распространенным процессом глубокой переработки нефти. Основное назначение каталитического крекинга – переработка га-зойлевых фракций 350 – 56СГС с целью получения бензиновых фракций с октановым числом не менее 76 78 по моторному методу, а также значительного количества дизельных фракций, которые хотя и уступают по качеству прямогонным дизельным фракциям, но могут являться одним из компонентов при приготовлении товарных дизельных топлив. При каталитическом крекинге образуется также значительное количество газов с большим содержанием бутан-бутиленовой фракции, на базе которой производится высокооктановый компонент товарных автобензинов – ал-килбензин, или алкилат. Таким образом, каталитический крекинг – это процесс, позволяющий при его реализации в схеме завода топливного профиля значительно снизить объемы остатков атмосферной перегонки и углубить переработку нефти.  [5]

Для увеличения выхода моторных топлив в Западной Европе реализуется программа широкого наращивания мощностей процессов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталитического крекинга, а также гидрокрекинга и коксования. Поскольку в США действующих мощностей каталитического крекинга достаточно для удовлетворения спроса на бензин, его строительство в последние годы замедлилось, зато наращиваются мощности по производству дизельного топлива, особенно гидрокрекинга.  [6]

Для увеличения выхода моторных топлив в ряде стран мира реализуется программа широкого наращивания мощностей процессов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталитического крекинга.  [7]

Из работ русских ученых и заводских работников еще в прошлом столетии было известно о катализирующем действии кокса в процессах глубокой переработки нефти.  [8]

Таким образоы, в работе изложены результаты исследования газификации гудрона западносибирской нефти, как наиболее перспективного сырья для развития процессов глубокой переработки нефти на ближайшую перспективу.  [9]

В условиях дальнейшего развития автомобильного и другого промышленного транспорта скоординировать потребности в определенных видах топлив с современным уровнем добычи и качеством получаемых нефтей позволило широкое развитие процессов глубокой переработки нефти – гидрогенизационных, крекинга, коксования, которые обеспечивают получение из нефтяные остатков дополнительного количества компонентов моторных топлив.  [10]

Действительно, анализируя работу Д. И. Менделеева в разных областях науки и разных отраслях промышленности, можно только удивляться обширности его творческой деятельности – от открытия периодического закона химических элементов, являющегося научной основой современного учения о веществе, до исследования процессов глубокой переработки нефти, от разработки основных положений современной агрохимии до изучения вопросов рационального размещения нефтеперегонных заводов, от вывода формулы для вычисления теплоты сгорания различных сортов топлива до создания гипотезы происхождения нефти и многого, многого другого. В этом очерке мы остановимся лишь на значении Менделеева в развитии нефтяной науки и техники, занимавшей в многосторонней деятельности Д. И. Менделеева видное, хотя и далеко не основное место.  [11]

В отличие от Японии и Западной Европы, где основной продукцией нефтеперерабатывающей промышленности является дизельное и котельное топливо и поэтому масштабы вторичной переработки нефти относительно невелики, в США основное значение имеет автомобильный бензин, чем и обусловлено развитие там процессов глубокой переработки нефти. Поэтому в Японии и Западной Европе пропилен получают в основном целевым пиролизом, а в США около 3 / 4 пропилена получается побочно на НПЗ.  [12]

Процессы глубокой переработки нефти с выделением составляю – щих, выкипающих в интервале температур 350 бОО С, необходимо проводить при температурах не превышающих 300 С для предотвращения термического разложения продуктов переработки. Проектирование процессов глубокой переработки нефти требует знания ДНП в интервале температур от комнатной до 300 С. ДНП нефтепродуктов, выкипающих в интервале температур 350 600 С, при указанных условиях лежит.  [13]

Химикам-органикам, занимавшимся поисками новых методов переработки нефти, стало ясно, что открытый А. А. Летним способ глубокого разложения нефти является наиболее рациональным. Но феодально-крепостническая Россия не могла широко использовать процессы глубокой переработки нефти, несмотря на огромное значение этого открытия, и а несколько десятилетий опередившего свое время. Иностранные фирмы, хищнически разрабатывая нефтяные богатства России, не думали о введении способов глубокой переработки нефти.  [14]

В последние два года вследствие большой недогрузки мощностей производительность труда заметно снизилась. Однако необходимо подчеркнуть, что в эти годы происходил дальнейший рост мощностей вторичных процессов ( особенно процессов глубокой переработки нефти ), способствующих увеличению выхода наиболее ценных нефтепродуктов и, следовательно, росту валовой стоимости продукции отрасли.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id342427p1.html

    Глубина переработки нефти 98 % ! Металлоемкость НПЗ уменьшается В 2 раза. Снижение издержек и капитальных вложений как минимум В 3 раза. Окупаемость проекта любой мощности Не более 2-3 х лет с начала его запуска

Пятёрка крупнейших производителей экспортного мазута на сегодня выглядит следующим образом:

Всего отправляют топочный мазут М100 на экспорт более 15 компаний, в распоряжении которых находится более 35 нефтеперерабатывающих заводов

Разведанные запасы нефти в нашей стране сокращаются, что вынуждает пересматривать подходы к нефтепереработке и получению более эффективных, в том числе в экономическом плане, продуктов. По мнению экспертов, производство топочного мазута, а значит, и объемы его экспорта будут заметно сокращаться, поскольку Стране будет выгоднее его перерабатывать в более чистое топливо внутри страны.

Сегодня вся нефтяная отрасль России ориентирована на серьезное уменьшение объемов изготовления мазута. К примеру, программа перехода на «безмазутное» производство компании ЛУКОЙЛ рассчитана до конца 2018 года.

Ж елающих купить мазут в России было всегда достаточно. Почему? Да потому что это сравнительно дешевое сырье. Продавать мазут на экспорт – это значит терять, как минимум, половину своего возможного дохода.

Между тем, в России уже почти десять лет назад проведена промышленная апробация уникальной по эфффективности технологии переработки тяжелых фракций нефти. которая обеспечивает з акрытое, экологически чистое получение на установках НПЗ качественных моторных топлив из тяжелых нефтей, мазутов, гудронов, природных битумов, обеспечивает 70-80 % рентабельность производства.

Российская технология получила государственное одобрение – докуиенты подписали представители всех крупных нефтяных компаний РФ.

По эффективности российская технология идет впереди традиционных мировых процессов переработки практически В 2- 3 раза.

Окупаемость проекта при строительстве завода по российской технологии Всего 2,3 года, тогда как иностранные технологии Могут не окупаться десятками лет.

Наша научно-производственная компания в 1997-2001г. г. разработала уникальную инновационную технологию по переработке мазута в светлые нефтепродукты.

До 2016 года промышленная апробация подобных других технологий в России не была осуществлена. Положительные результаты промышленного пробега закреплены и утверждены Государственной экспертизой, техническими актами, где основным подписантом стали Минтопэнерго России, ОАО «Роснефть» и другие организации.

Эта инновационная технология позволяет получать Из мазута до 95% светлых нефтепродуктов и Довести переработку нефти до глубины 98% (2% потери).

Закрытое, экологически чистое получение на установках НПЗ качественных моторных топлив из тяжелых нефтей, мазутов, гудронов, природных битумов, обеспечивает 70-80 % рентабельность производства. Практически в 2- 3раза по эффективности технология идет впереди традиционных мировых процессов переработки.

Технология основана на традиционном процессе термокрекинга с добавлением органических и минеральных активаторов (горючие сланцы, сланцевая смола, гидрированная фракция). Применение дешевых активаторов, а не дорогих импортных катализаторов увеличивает экономическую эффективность переработки.

Основным преимуществом процесса с использованием активаторов является увеличение глубины переработки тяжелых остатков нефти до 60-70% За один цикл или до 85-95% при рецикле (по сравнению с 49% выходом без использования активатора, но с использованием катализаторов).

Выход бензиновой и дизельной фракции при этом примерно В 4 раза выше, чем при традиционной переработке без активаторов при тех же условиях (53-67% против 15%).

Предлагаемый метод обеспечивает Снижение капитальных затрат на 40 50 % при строительстве нового завода.

Кроме того, технология позволяет производить модернизацию работающего оборудования существующих НПЗ.

На химическом заводе АНХК было проведено три промышленных испытания технологии. В России подобных испытаний в этой отрасли промышленности не провел ни один институт или какая-либо другая научно-производственная структура.

Http://xn—-itbakdalgarrxoaff. xn--p1ai/product/344

На ранних стадиях нефтеперерабатывающей отрасли потребность в автомобильном бензине опережала потребность в тяжелом жидком топливе (например, дизельном).

Рост производства бензина требовал роста добычи сырой нефти и сопровождался перепроизводством дизельного топлива.

При простой перегонки методом ректификации требовалось большое количество нефти, одновременное происходило затоваривание дизельным топливом. С экономической точки зрения это не выгодно вследствие постоянного роста цен на бензин и снижения цен на тяжелые (дизельные) виды топлива.

Существует необходимость увеличения объема производства легких (бензиновых) фракций и снижения производства тяжелых (дизельных) топлив и мазута. То есть в более глубокой (вторичной) переработке нефти.

Методов вторичной переработки нефти делятся на две основные группы:

К термическим – относятся: термический крекинг, коксование и пиролиз.

К каталитическим – каталитический крекинг, риформинг, гидрагенизацонные процессы

В процессе разгонки нефти, при достижении температуры 480 – 500 С общий объем конденсата окажется более 100% , а в кубе еще будет кипеть нефть.

Сложные тяжелые углеводороды, которые не испарились при 480 гр. С нагреваются до более высоких температур, происходит разрыв молекулярных связей, расщепление больших молекул на более малые. Например: молекула С16Н34 расщепляется на С8Н18, С6Н12 и С2Н4. Происходит термохимическая реакция расщепления.

Легкие молекулы кипят при более низких температурах и занимают больший объем, чем первоначальный продукт расщепления. В результате весовые проценты компонент остаются те же. А объемные проценты (за счет расщепления плотных молекул на более легкие и объемные) увеличиваются.

В 1891 г. русские инженеры Шухов и Гаврилов изобрели способ получения легких (бензиновых) углеводородов расщеплением тяжелых углеводородов при высокой температуре и давлении или процесс Крекинга.

Позднее в 1926 г. была создана первая промышленная установка крекинга продуктов нефти.

Термический крекинг протекает в диапазоне температур 47О. 54О°С и давлении 4. 6 МПа.

Сырьем для термического крекинга является мазут и другие тяжелые нефтяные остатки.

Прямогонный остаток после ректификационной колонны поступает на установку крекинга. Продукты реакции разделяются с получением топливных компонентов, газа и крекинг – остатка.

Повышенное давление в колонне необходимо для того, чтобы тяжелые молекулы не вскипали (не испарялись), а оставались в жидком состоянии и мог происходить термохимический процесс их расщепления.

Крекинг выгоден только в том случае, если им управлять. В ректификационной колонне этот процесс неуправляем, поэтому там поддерживается температура не выше 400 гр. С., избегая процесса крекинга.

Крекинга можно проводить при более низких температурах, то есть не нагревать до температур 480 – 500 гр. С. Для этой цели существует технологический процесс переработки нефти называемый ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА.

Для крекинга прямогонного остатка ректификационной колоны необходима высокая температура, свыше 480 гр С. Но прямогонный остаток можно разделить на дополнительные фракции и при более низких температурах, что выгодно с энергетической и экономической точки зрения.

Из физики мы знаем, с понижением давления резко снижается температура кипения (испарения). Молекуле нужна меньшая энергия, чтобы покинуть поверхность (оторваться) от жидкости. Создать такие условия можно с помощью вакуум насосов.

Этот процесс называется вакуумный крекинг и осуществляется в специальных установках вакуумной перегонки.

Кубовый остаток из ректификационной колонны с температурой 400 гр. С поступает на установку вакуумного крекинга. Давление в вакуумной колонне составляет 0,32-0,4 атм.

Легкие фракции практически мгновенно вскипают и испаряются. Но при испарении происходит потеря тепла, температура снижается, и процесс крекинга самопроизвольно прекращается.

Для поддержания непрерывного процесса в низ колонны подается перегретый пар около 400 гр С, который регулирует давление и температуру в колонне. Вакуум создается насосом расположенным вверху колоны.

Продукты вакуумной перегонки формируются в два потока: Легкий вакуумный Дистиллят и тяжелый вакуумный дистиллят.

Обе фракции можно использовать как сырье для получения смазочных масел. В некоторых случаях их не разделяют. Такой продукт носит название Легкая фракция вакуумной перегонки.

Тяжелый продукт, остаток на дне колонны (остаток вакуумной перегонки) используется как: сырье для производства битума или компонент остаточного топлива.

Остаток вакуумной перегонки может использоваться в качестве исходного продукта для последующего Термического крекинга.

Вакуумная перегонка прямогонного остатка эквивалентна его атмосферной перегонке в интервале кипения около 540 – 590 гр С

Пиролиз – вид термического крекинга, осуществляемый в диапазоне температур 750. 900 °С и атмосферном давлении. Цель – получения сырья для нефтехимической промышленности.

Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах, бензины первичной перегонки, керосины термического крекинга и керосиногазойлевая фракция. Продукты реакции – непредельных углеводородов (этилен, пропилен и др.).

Из жидкого остатка, называемого смолой пиролиза, при дальнейшей глубокой переработке могут быть извлечены ароматические углеводороды.

Коксование– форма термического крекинга, осуществляемая в диапазоне 450. 550 °С и давлении 0,1. 0,6 МПа. При этом получаются газ, бензин, керосиногазойлевые фракции и кокс.

Каталитический крекинг– это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при температурах 450. 500 °С и давлении 0,2 МПа в присутствии катализаторов – веществ, ускоряющих реакцию крекинга и позволяющие осуществлять ее при более низких, чем при термическом крекинге, давлениях.

Катализаторы – это вещества, которые ускоряют или вызывают химическую реакцию, но сами не претерпевают изменений.

В качестве катализаторов используются, в основном, алюмосиликаты и цеолиты.

Сырьем для каталитического крекинга являются прямогонный тяжелый газойль, поступающий из ректификационной колонны, вакуумный газойль – из установки вакуумного крекинга, продукты термического крекинга и коксования мазутов.

Прямогонные фракции тяжелого газойля нагреваются при повышенном давлении в контакте с катализатором.

Температура кипения для процесса крекинга должна находится в диапазоне от 340 до 590 гр. С. Фактическая температура в реакторной установке находится в районе 480 гр. С.

Процесс протекает в реакторе. Сырье проходит через нагреватель, смешивается с катализатором и поступает в вертикальную трубу (райзер), ведущую в нижнюю часть резервуара (собственно реактор). В момент поступления сырья в реактор процесс уже идет, поэтому время пребывание в реакторе – несколько секунд. Т. е реактор фактически нужен для отделения продукта от катализатора. Это происходит с помощью циклона (процесс центрифугирования).

Катализатор существует в виде пористых шариков или микросфер и имеет огромную площадь контактной поверхности.

В ходе процесса на дне реактора скапливается отработанный катализатор покрытый углеродными отложениями (коксом). Его подают в регенератор где горячим воздухом выше 600 гр С прожигают (восстанавливают).

Получаемый продукт (смесь углеводородов) из реактора поступают в ректификационную колону для разделения на фракции.

Цель крекинга состоит в том, что бы превратить тяжелые фракции в бензин. При этом, температура в реакторе должна лежать в интервале выкипания бензиновой фракции.

В процессе каталитического крекинга происходят сразу несколько процессов.

Когда тяжелые молекулы расщепляются, то водорода оказывается недостаточно, чтобы насытить все образовавшиеся молекулы. Поэтому часть углерода переходит в кокс, который практически полностью состоит из атомов углерода.

При разрыве тяжелых молекул образуется полный набор возможных молекул углеводородов от метана и выше. Образуются весь спектр предельных углеводородов, олефинов и ароматических (нафтеновых) групп.

Таким образом, продуктами крекинга является полный набор углеводородов, от метана до остатка, в том числе кокса.

В результате конденсации в ректификационной колонне продуктов расщепления получают следующие фракции: газ, бензин, легкий и тяжелый газойли, кокс.

Установка каталитического крекинга состоит из трех основных частей: реактора, регенератора катализатора и ректификационной колонны.

Риформинг– это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении 2…4 МПа. В результате структурных преобразований октановое число углеводородов в составе катализата резко повышается. Продукт риформинга (катализат) является основным высокооктановым компонентом товарного автомобильного бензина.

Из катализата также могут быть выделены ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Гидрогенизация– процесс переработки нефтяных фракций в присутствии водорода, вводимого в систему извне. Гидрогенизационные процессы протекают в присутствии катализаторов при температуре 260. 430 °С и давлении 2. 32 МПа.

Гидрогенизация позволяет углубить переработку нефти, обеспечив увеличение выхода светлых нефтепродуктов и одновременно удалить нежелательные примеси серы, кислорода, азота (гидроочистка).

Процессы гидрогенизации требуют серьезных капиталовложений и значительно увеличивают эксплуатационные расходы.

Затраты тем больше, чем выше давление, применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракционному составу является сырье и чем больше в нем серы.

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и глубокой вторичной переработки нефти содержат в своем составе различные примеси.

Состав и концентрация примесей в дистиллятах, зависят от вида используемого сырья и технологического режима установки.

Http://cyberpedia. su/13xd263.html

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфическим запахом.

С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5-87% углерода; 11,5-14,5% водорода; 0,05 – 0,35, редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.). При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура – выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°С прово-дится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к. к. 475 – 550°С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15 -25% бензиновых фракций, выкипающих до 180°С, 45 – 55% фракций, перегоняющихся до 300 – 350°С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350°С). Так, самотлорская нефть содержит 58% светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77%. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85 – 90%) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракциий. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход светлых составляет всего 18,8%. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике «Нефти СССР».

Эти углеводороды составляют основную часть нефти. Обычно содержание алканов в нефтях колеблется от 20 до 50%. Некоторые нефти, (называемые слабопарафинистые или беспарафинистые, содержат не более 1-2% этих углеводородов, другие могут содержать до 80% этих углеводородов, и они носят название парафинистых нефтей.

Моноциклические нафтены представлены в нефтях в основном производными циклопентана и циклогексана. Производные низших циклов в нефтях не найдены; в небольших количествах в некоторых нефтях найдены производные высших циклоалканов. Кроме моноциклических нафтенов, нефти содержат бициклические, три циклические и полициклические углеводороды. Обычно содержание нафтенов в различных нефтях составляет 30-50%. Однако в некоторых нефтях (слабопарафинистые и беспарафинистые) может быть до 80% нафтенов.

Этот тип углеводородов слабо представлен в нефтях. Обычно нефти содержат 15-20% аренов. В некоторых нефтях их содержание может достигать 35%. Кроме ароматических углеводородов ряда бензола, в нефтях содержатся производные полициклических аренов. Отдельную группу составляют углеводороды смешанного строения. Молекулы таких углеводородов содержат ароматические и нафтеновые кольца и парафиновые цепи.

Эти соединения представлены в основном фенолами, жирными' кислотами и нафтеновыми кислотами. Кислоты содержатся главным образом в средних нефтяных погонах в количестве 1—2%. Азотистые соединения

Эти вещества представлены в нефтях в основном гетероциклическими соединениями.

В нефтях содержатся меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, гетероциклические сернистые соединения

Эти вещества по своей природе представляют собой многокольчатые соединения, содержащие нафтеновые, ароматические циклы и гетероциклы с атомами кислорода, азота и серы. Содержание этих соединений в нефтях может изменяться от нескольких процентов до 10—40% (в случае смолистых нефтей).

К этим веществам относится иода до (4%) и различные минеральные соли, которые находятся в растворенном в воде состоянии. В нефтях также содержатся соли различных металлов и органических кислот, называемых нефтяными, металлы, входящие в состав некоторых комплексных соединений, а также сера и сероводород.

Кроме перечисленных, в нефтях найдены вещества, которые, как доказано в настоящее время, образовались из продуктов животного и растительного происхождения. Эти вещества получили название «биологических меток» или «биомаркеров», так как указывают на связь нефти с живой природой. К «биологическим меткам» относятся, например, следующие группы веществ.

В высококипящих фракциях нефти, имеющих температуру кипения юрядка 450-500°С (300-320'С при 6—8 мм рт. ст.) содержатся веществa, присутствие которых в этих фракциях вызывает вращение плоскости и поляризации поляризованного луча света. Было установлено, что такие соединения относятся к полициклическим нафтеновым углеводородам (3—5 и более циклов в молекуле). Эти оптически активные соединения не могли образоваться путем превращения углеводородов нефти, так как при синтезе соединений с асимметрическим углеродным атомом всегда образуется рацемическая смесь, не обладающая оптической активностью. Поэтому предполагают, что оптически активные соединения перешли в нефть из органического вещества вымерших десятки и сотни миллионов лет назад живых организмов. Таким веществом может быть, например, содержащийся в живых организмах холестерин.

Холестерин вращает плоскость луча поляризованного света влево (против часовой стрелки). Интересно отметить, что продукты превращения холестерина являются правовращающими. Так, из нефтей выделен холестан — углеводород, структура которого соответствует структуре холестерина и который является правовращающим.

Оптическая активность органических соединений с точки зрения термодинамики является маловероятным состоянием, так как это состояние требует повышенной свободной энергии.

Процессы в природе стремятся к уменьшению свободной энергии. Однако для очень сложных оптически активных соединений процесс образования рацемической смеси с минимумом свободной энергии является крайне медленным процессом (хотя он протекает). Примером служит уменьшение оптической активности нефтей с увеличением их геологического возраста.

Это разветвленные алканы, молекулы которых содержат повторяющееся углеводородное звено, углеродный скелет которого соответствует структуре изопрена:

Установлено, что эти углеводороды могли образоваться из фитола — непредельного спирта изопреноидной структуры, являющегося составной частью хлорофилла.

Порфирины являются производными гетероциклического соединения пиррола. В виде комплексов с металлами они входят в состав гемина — красящего вещества крови и в состав хлорофилла. В нефтях найдены как свободные порфирины, так и комплексы порфиринов с металлами (ванадий, никель).

Химическая классификация нефтей строится в зависимости от преобладания в них углеводородов различных рядов. При химической классификации нефти иногда учитывается содержание гетероатомных соединений. Предложен ряд методов химической классификации нефтей. В 1967 г. А. Э. Конторович с сотрудниками предложили классификацию, которая строится в соответствии с групповым углеводородным составом фракции нефти, выкипающей при 250-300 С, т. е. содержанием в этой фракции аренов, нафтенов и алканов 1 . В зависимости от преобладания в этой фракции углеводородов одного ряда (выше 50%) нефти делятся на 3 основных типа:

Http://mirznanii. com/a/325670/neft-i-tekhnologiya-ee-pererabotki

Изменение экономической ситуации в мире за последние два года привело к серьезным переменам в структуре мирового энергетического комплекса. Наблюдается рост потребителей в странах Азии, что стимулирует развитие спроса на нефтепродукты. На наш взгляд, небольшой рост потребления жидких углеводородов будет сконцентрирован в транспортном секторе развивающихся стран. При этом наблюдается появление избыточных мощностей, а введение новых мощностей на Ближнем Востоке и в Азии ведут к глобальному избытку нефтепродуктов на мировом рынке.

Общемировые проблемы нефтяной отрасли, связанные с падением цен на углеводороды, усугубляются для России проблемами финансовых санкций, падением курса рубля, изменениями в налоговой политике. Это приводит к приостановке инвестиционных проектов в области добычи и переработки, особенно тяжелых нефтей и нефтяных остатков, а также к выбору более дешевых и простых проектов для переработки гудронов и тяжелого сырья, снижению рентабельности предприятий.

К основным задачам успешного развития отрасли в среднесрочной перспективе в России следует отнести разработку программы долгосрочных действий в условиях низкой цены на нефть, увеличение доли внедрения российских технологий в рамках программы импортозамещения и продолжение программ реализации проектов по строительству установок глубокой переработки нефти.

К внешнеэкономическим проблемам добавляются проблемы внутренние, связанные с увеличением в России доли высокосернистых нефтей. При сохранении темпов увеличения доли высокосернистой нефти (2,0–3,5 млн т/год) и прогнозируемом уменьшении общего объема добычи нефти, поступающей в трубопроводную систему, неизбежно будет увеличиваться содержание серы в транспортных потоках по всем направлениям. Увеличение в нефти содержания серы влечет за собой снижение выработки моторных топлив, увеличение расходов на капитальное строительство и эксплуатационные затраты на переработку нефти.

В то же время, несмотря на снижение объемов переработки нефти в России в 2015 г. до 282,4 млн т и прогнозируемом снижении в 2016 г. до 277 млн т, глубина переработки нефти впервые преодолела уровень в 72% и составила в 2015 г. 74,1% (табл. 1). Это стало возможным, в том числе, и за счет введения в эксплуатацию новых и реконструкции существующих установок в нефтепереработке. К 2015 г. их количество достигло 58.

В течение последних десяти лет существенным образом возросли мощности процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Максимальное увеличение наблюдается для процессов изомеризации, алкилирования и процесса гидроочистки бензина каталитического крекинга. Установки, углубляющие переработку нефти, представлены в меньшем количестве. Следует обратить внимание на планируемое значительное увеличение мощности процесса гидрокрекинга.

Следует также отметить, что независимые НПЗ малой мощности активно наращивают свою производительность, в том числе для получения возможности строительства вторичных процессов. Так, на Антипинском НПЗ введена установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 2,6 млн т /год, а на Новошахтинском НПЗ – установка производства дорожного битума мощностью 700 тыс. т готовой продукции в год.

В 2015 г. первый этап модернизации, направленный в основном на реализацию процессов, улучшающих качество продукции, подошел к завершению. В существующих экономических условиях достаточно сложно выдерживать запланированные темпы дальнейшей модернизации. Вместе с тем завершение начатых проектов экономически более целесообразно, чем консервация недостроенных объектов. В ближайшее время планируется ввод целого ряда установок.

К наиболее интересным проектам следует отнести установку гидроочистки тяжелого газойля коксования в АО «ТАНЕКО» (рис. 1), строящуюся по лицензии компании Ахеns (Прим. – Ахеns – международный провайдер технологий, продуктов (катализаторы и адсорбенты) и услуг (техническое содействие, тренинги, консалтинг) для нефтепереработки, нефтехимии, рынков газа и альтернативных топлив).

Мощностью 850 тыс. т/год. Предполагаемая дата пуска – 2017 г. Технология ранее в России не реализовывалась. Большинство установок гидроочистки в России – среднего давления, и в этой ситуации процессы облагораживания вторичных дистиллятов очень важны.

Рис. 1. Гидроочистка тяжелого газойля коксования (АО «ТАНЕКО»)

Еще больший интерес в условиях увеличения доли тяжелого сырья представляют процессы нового поколения – гидропереработка остатков с использованием суспендированных катализаторов на основе молибдена в сларри-реакторах (рис. 2). Современный российский инновационный процесс переработки остатков и тяжелого сырья, разработанный в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева (ИНХС РАН), реализуется в АО «ТАНЕКО», где для переработки остатков также строится установка замедленного коксования с получением топочного кокса, который планируется использовать в качестве топлива на Нижнекамской ТЭЦ.

Рис. 2. Гидроконверсия тяжелых остатков на наноразмерных катализаторах (АО «ТАНЕКО»)

На основе установок замедленного коксования компанией разработана российская технология получения коксующей и спекающей добавки, востребованной в металлургической отрасли, и используемой в качестве добавки в угольные шихты для металлургического кокса (замена спекающихся углей). Коксующая добавка содержит 15–25% летучих веществ и выпускается на Ново-Уфимском НПЗ и Уфанефтехиме.

Переработку тяжелых остатков на ТАИФ-НК планируют осуществлять по технологии, предлагаемой компанией КВR, VCC (Veba Combi Сrасking) мощностью 3,7 млн т/год. Для России это опробование новой, практически инновационной технологии.

Комбинированная установка переработки нефти планируется к строительству на Московском НПЗ. В ее составе новая ЭЛОУ АВТ, каталитический риформинг, гидроочистка бензина, дизельной фракции и вспомогательные установки. Надо отметить, что современные комбинированные установки в последнее время привлекают все большее внимание, позволяя решать комплексные проблемы и минимизировать затраты. ОАО «ВНИПИнефть» совместно с ОАО «ВНИИ НП» разрабатывает целый ряд комбинированных установок нового поколения.

Очень важный проект – строительство нового комплекса по производству катализаторов в Омске. Оценка производства катализаторов для крупнотоннажных процессов нефтепереработки выявила возможность практически полного замещения катализаторов основных процессов нефтепереработки – каталитического крекинга, гидроочистки, изомеризации и риформинга. Наибольшие проблемы на сегодняшний день наблюдаются для процесса гидрокрекинга. Для процессов нефтехимии решение проблем импортозамещения катализаторов в ближайшее время будет сопряжено с большими трудностями. Разработка и производство отечественных катализаторов поддержано Правительством РФ как национальный проект.

В Омске начат широкомасштабный проект модернизации существующей и строительство новой катализаторной фабрики по производству катализаторов каталитического крекинга и гидропроцессов по отечественным технологиям мощностью 15 000 т/год катализаторов каталитического крекинга, 4000 т/ год катализаторов гидроочистки дизельного топлива, 2000 т/год катализаторов гидрокрекинга, 2000 т/ год катализаторов гидрогенизационных процессов (регенерация/реактивация).

Среди отечественных технологий, планируемых к внедрению и реализуемых в промышленности, следует отметить также технологию сернокислотного алкилирования, разработанную в ИНХС РАН и планируемую к внедрению в АО «Газпромнефть-Московский НПЗ», технологию вакуумной перегонки мазута с получением вакуумного газойля с концом кипения 560–580°С (ОАО "ВНИПИнефть», ОАО "ВНИИ НП»), реализованную на Волгоградском НПЗ и в АО «ТАНЕКО», технологию каталитической изомеризации Изомалк-2 («НПП Нефтехим»), реализованную на восьми российских НПЗ.

Итоги 2012–2015 гг. наглядно подтвердили ускоренное развитие нефтегазохимической отрасли (табл.2). Например, в 2012 г. объем инвестиций в отрасль составил 123 млрд руб., введены в эксплуатацию или модернизированы две установки, в 2013 г. – 125 млрд руб., введены в эксплуатацию или модернизированы восемь установок, в 2014–2015 гг. объем инвестиций составил примерно 140 млрд руб., введены еще четыре установки. Лидеры мировой нефтехимии имеют разное сочетание конкурентных факторов. Идеальное сочетание – наличие сырья и емкий внутренний рынок – есть только у США. В России всегда были сырьевые преимущества, которые теряются в настоящий момент из-за негативных изменений в нефтегазоперерабатывающих секторах и увеличения стоимости сырья для нефтехимии, а также роста транспортных тарифов.

Http://vestkhimprom. ru/posts/razvitie-innovatsionnykh-tekhnologij-glubokoj-pererabotki-uglevodorodnogo-syrya

Нефтеперерабатывающая отрасль России в XXI век вступила со значительным отставанием от высокоразвитых стран мира по глубине переработки нефти и насыщенности нефтеперерабатывающих заводов вторичными процессами [10].

Это время характеризовалось глубоким кризисным явлением в нефтеперерабатывающей отрасли. В этот период произошло резкое падение объёма добычи нефти, снижение объёмов производства нефтепродуктов на 48,9 %, мощность основных процессов переработки нефти снизилась на 30 %. В результате глубина нефтепереработки в целом уменьшилась до 65 %, что отрицательно влияет на экономическую эффективность [13,2].

В США и станах Западной Европы нефтеперерабатывающая промышленность развивается в направлении увеличения удельной мощности и степени загрузки предприятий, доли вторичных процессов переработки нефти, способствующих увеличению выхода продукта до 100 %, и доли (выше 50 %) деструктивных процессов по отношению к первичной переработке нефти, а также повышению качества товарной продукции [12].

По первичной переработке суммарная мощность российских НПЗ в 3 раза ниже, чем в США и странах Западной Европы. В то же время средняя мощность отечественного завода превышает мощность среднего завода США в 2,5 раза.

Уровень насыщенности нефтеперерабатывающих производств вторичными процессами, углубляющими переработку нефти, крайне низок в России, в связи с высокой изношенностью оборудования и устаревшими по уровню технической вооружённости, нефтеперерабатывающая отрасль требует серьёзных капиталовложений. Мощность каталитического и термического крекинга на заводах США в 17 раз превышают мощность отечественных НПЗ, а индекс комплексности Нельсона по России в 2,5 раза ниже, чем в США [9].

В начале XXI века произошла структурная перестройка в нефтяном комплексе России. Если до этого времени нефтеперерабатывающие заводы строили в районах добычи нефти, то теперь предприятия стали сооружать в местах массового потребления нефтепродуктов. По словам А. И. Боговолова [16]: “…было доказано, что эффективнее передавать по трубопроводам или по железной дороге сырьё – нефть, чем развозить готовые нефтепродукты дальним потребителям”. Отечественные НПЗ были объединены с нефтедобывающими предприятиями в нефтеперерабатывающие компании [10]. По мере их развития осуществлялись реконструкции старых действующих производств первичной переработки нефти. В значительной степени расширили технологическую структуру вторичных процессов, что способствовало росту технического уровня производства, использование углеводородной составляющей тяжёлого нефтяного сырья в более полном объёме и повышению качества продукции.

В наше время наблюдается тенденция к утяжелению добываемого углеводородного сырья из-за преобладания в нём высококипящей части – 500 С и выше [7].

После первичной переработки нефти на вакуумной колонне вырабатывается большое количество утяжелённых гудронов. Для дальнейшей переработки наиболее подходящими являются термодеструктивные процессы, позволяющие получить фракции с более низкой вязкостью, содержащие углеводороды меньшей молекулярной массы.

Глубокое термическое разложение с максимальным выходом газов и дистиллятов и минимизацией выхода крекинг-остатка, этим процессом является замедленное коксование гудрона, максимально способствующее углублению переработки нефти;

Неглубокое разложение для снижения вязкости до уровня требований на котельное топливо – висбрекинг, термический крекинг [15].

В зарубежной практике процесс висбрекинга применяется для переработки гудронов вакуумных блоков с целью обеспечения требуемой вязкости топочных мазутов и уменьшения расхода средних первичных и вторичных дистиллятов на приготовление котельного топлива. В США процесс коксования применяется преимущественно для получения дистиллятов для дальнейшей деструктивной переработки вторичного сырья в процессах каталитического крекинга и гидрокрекинга. В России процесс коксования применяют в основном для удовлетворения потребностей в нефтяном коксе, при этом дистилляты коксования, как правило, не подвергают последующей деструктивной переработке. Установки термического крекинга введены на российских НПЗ в 60-х годах прошлого столетия. В настоящее время развитие процесса термического крекинга не целесообразно, так как вырабатываемые в процессе бензиновые и керосиновые фракции являются низкого качества. Вследствие чего необходим перевод ряда установок термокрекинга с реконструкцией их на режим висбрекинга, что позволит создать более рациональную структуру термических процессов российских НПЗ [2].

Http://studwood. ru/1607031/tovarovedenie/tendentsii_razvitiya_glubokoy_pererabotki_nefti_rossii

Дефицит ископаемого углеводородного сырья приводит к необходимости углубления переработки нефтяных остатков (и переработки битуминозных пород). Это означает, что мазут прямой перегонки и гудрон пойдут в основном на производство моторных топлив, и производство котельных топлив на их основе резко сократится.

С другой стороны, быстрый рост добычи природного газа и его использование в энергетических установках, а также развитие атомной энергетики в какой-то мере компенсируют необходимость сжигания котельных топлив.

Поэтому перспективы производства котельных топлив состоят в следующем:

• выработка котельных топлив в целом будет снижаться (за счет природного газа, АЭС и других альтернативных источников производства энергии);

• в общем балансе котельных топлив доля продуктов первичной перегонки (мазута, гудрона) резко упадет, так как они пойдут на производство моторных топлив глубокой переработкой остатков;

• в состав вырабатываемых в уменьшенных количествах котельных топлив преимущественно войдут остатки и газойли вторичных процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, висбрекинга, термокрекинг и коксования;

• выработка печных топлив (МП) на основе отходов масляного производства и остатков каталитического крекинга сохранится на прежнем уровне.

Технология производства масел состоит из трех основных этапов: получение масляных фракций, выработка из них базовых масел-компонентов и смешение (компаундирование) базовых масляных компонентов с вводом присадок.

Начнем с первого из этих этапов – вакуумной перегонки мазута и получения масляных дистиллятов.

Как известно, пригодность нефти для получения из нее масел определяется эй индексации нефти и установлении шифра нефти. Шифр нефти указывает:

2. к какому типу относится нефть (по содержанию в ней светлых фракций, кипящих до 350 °С);

3. к какой группе относится нефть (по содержанию в ней масляных фракций):

1 – я группа – больше 25 % на нефть, 45 % на мазут, 2-я группа – от 25 до 15 % на нефть, 45 % на мазут, 3-я группа – от 25 до 15 % на нефть, 45-30 % на мазут, 4-я группа – менее 15 % на нефть, менее 30 % на мазут;

4. к какой подгруппе относится нефть (по индексу вязкости масляных

1 – я подгруппа – индекс вязкости более 95, 2-я подгруппа – индекс вязкости от 95 до 90, 3-я подгруппа – индекс вязкости от 90 до 85, 4-я подгруппа – индекс вязкости менее 85;

Третий и четвертый классификационные признаки шифра нефти определяют пригодность (или непригодность) нефти для выработки из нее масел. К нефтям, приигодным для получения масел, относят обычно нефти двух первых групп и двух первых подгрупп.

В этом случае в вакуумной колонне АВТ получают масляные дистилляты и остаток – гудрон, пригодные для получения дистиллятных и остаточного масел, масляных дистиллятов обычно получают два:

• масляный дистиллят высоковязкий (МДв), фракция 420-500 °С; в остат¬ке – гудрон, кипящий выше 500 °С.

В последнее время стали получать широкую фракцию (ШФ) масла, которую после серии очисток фракционируют на 2-3 узкие фракции.

МДм – масляный дистиллят маловязкий; МДв – масляный дистиллят высоковязкий; ШФ – широкая фракция; МВМ – маловязкое масло; СВМ – средневязкое масло; ВВМ – высоковязкое масло; ДА – деасфальтизат

Второй этап производства масел – это выработка очищенных базовых масел-компонентов. Технология их выработки включает в себя ряд процессов, назна¬чение которых следующие:

• удаление групп углеводородов и соединений, присутствие которых в масле нежелательно (асфальтосмолистых соединений, полициклических ароматических углеводородов с низким индексом вязкости и твердых парафиновых углеводородов);

Последовательность очисток широкой фракции показана на рисунке пунктиром и в конце ее (перед компаундированием) стоит установка фракционирова¬ния масел на маловязкое, средневязкое и высоковязкое (МВМ, СВМ и ВВМ).

Очищенные от всех нежелательных примесей МДм и МДв (или МВМ, СВМ и ВВМ) называют базовыми дистиллятными маслами, а очищенный деасфальти¬зат (ДА) – базовым остаточным маслом.

Во многих странах, в том числе в России, глубину переработки нефти выражают формулой:

Где Г – глубина переработки нефти, %; Н – количество переработанной нефти; М – количество валового топочного мазута (котельного топлива) от переработанной нефти; П – количество безвозвратных потерь от того же количества нефти; Сп – количество сухого газа от переработанной нефти, использованного как топливо.

Такой подход позволяет оценивать величину Г независимо от вида перера¬батываемой нефти и набора технологических процессов.

В США максимально достигнутое значение Г составляет 86 %. В России на начало 1990-х годов оно составляло около 65 % и в настоящее время постепенно возрастает.

О значении глубины переработки нефти можно судить по следующим циф¬рам. Увеличение ее всего на 1 % требует определенных затрат (Згп), в то время как затраты на увеличение добычи нефти на 1 % в 14-20 раз выше. Это сравнение, конечно, упрощенное, так как затраты на увеличение глубины переработки нефти по мере роста значения Гпн повышаются нелинейно (с нарастанием), а затраты на рост добычи нефти увеличиваются по мере того, как эта добыча усложняется за счет геологических (увеличение глу¬бины бурения) и географических (перемещение на Север, в труднодоступные районы) условий.

Если экономическая целесообразность углубления переработки нефти в принципе не вызывает сомнений, то количественная оценка экономического эффекта разными специалистами производится по-разному (хотя расхождение конечных результатов при этом не носит принципиального характера).

В качестве примера можно привести предложенную в одной из работ формулу:

Где Э – экономический эффект углубления переработки нефти; ДЗН и ДЗМ – затраты на добычу и транспорт высвобождающихся нефти мазута; Д3 – дополнительные затраты на углубление пере¬работки нефти; ДЗЭ – дополнительные затраты на транспорт газа, используемого вместо мазута; ДЗГ – дополнительные затраты на перевод электростанцией с мазута на газ.

Расчеты, выполненные по этой формуле применительно к объему переработки нефти 40,5 млн т/год, показали, что по сравнению с базовым вариантом (перегонка нефти до мазута с отбором светлых 50 %) увеличение глубины перера¬ботки нефти до 62 % (за счет переработки мазута в моторные топлива) дает значение Э = 416 млн руб./год (в ценах 1985 г.). Эта величина возрастает до (1315 млн руб./год при увеличении глубины переработки нефти до 74 % (также в ценах 1985 г.). Таким образом, экономический эффект углубления переработки нефти на каждый процент составляет около 40 млн руб./год (в указанных выше ценах для принятого объема переработки нефти).

Пути углубления переработки нефти включают в первую очередь глубокую первичную переработку нефти на АВТ и затем – комплекс вторичных термока¬талитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов.

Сырьем процессов вторичной переработки могут служить непосредственно мазут или же продукты вакуумной его перегонки – вакуумный газойль и гудрон, но при этом нужно помнить, что главное в ГПН – ресурсы водорода и соблюдение его баланса, так как в мазутах и гудронах соотношение Н : С = 10 – 12, а в светлых топливах оно составляет 15 – 17.

Все вторичные процессы могут быть разделены на четыре группы (см. рисунок выше).

Первая группа – это деструктивные каталитические процессы, в которых недостаток водорода при разрыве связей в молекулах возмещается вводом его извне, за счет чего дистилляты /// получаются всегда насыщенными, с высокими энергетическими свойствами (большое соотношение Н:С).

Вторая группа – процессы, в которых недостаток водорода лишь частично восполняется вводом его извне (в чистом виде или в составе соединений – доноров водорода), а образующийся избыток углерода частично выводится из про¬цесса в виде кокса (откладывается на внутренних поверхностях аппаратов).

Третья группа – это процессы без ввода в них водорода и с перераспределением "своего" водорода в процессе протекания каталитических реакций. Избыток углерода в количестве до 8 % от исходного сырья выводится из процесса в виде кокса на катализаторе. Типичный процесс этой группы – каталитический крекинг, играющий ведущую роль в углублении переработки нефти.

Четвертая группа – это термодеструктивные процессы с максимальным удалением из процесса углерода в виде кокса и внутриреакционным перераспреде¬лением водорода. К этой группе процессов относятся термокрекинг и коксование, выход кокса в котором составляет от 15 до 35 % на сырье.

Несмотря на отвод избытка углерода во второй, третьей и четвертой группах процессов, продукты этих процессов (III) содержат определенное количество непредельных углеводородов (олефинов) и в большинстве случаев эти дистилляты требуют последующего облагораживания (насыщения) водородом.

Следует заметить, что во всех группах процессов в составе углеводородного газа определенную долю составляет сухой газ (С1 — С2) , обычно сжигаемый как технологическое топливо. Поскольку количество сухого газа является вычитае¬мым в формуле для определения глубины переработки нефти, то выход сухого газа уменьшает глубину переработки нефти, как и количество выводимого из процесса кокса. Но в случае, если кокс не используется по целевому назначению (для цветной металлургии), он может быть переработан в жидкие моторные топ¬лива через газификацию, получение синтез-газа и последующий синтез его (по Фишеру – Тропшу) в моторные топлива. Таким образом, общая глубина переработки возрастает за счет кокса.

Углубление переработки нефти, с одной стороны, позволяет решить проблему увеличения ресурсов моторных топлив, а с другой – обусловливает резкое сокращение выработки котельных топлив, так как мазут является основным компонентом этих топлив. Возмещение сокращающейся доли мазута идет несколькими путями.

Непосредственно мазут может направляться на гидровисбрекинг, а если установка комбинированная, то продукт висбрекинга далее проходит гидроочистку и подвергается крекингу.

При глубокой вакуумной перегонке (ГВП) мазута получают обычно три продукта: лВГ, УВГ и гудрон. Легкий вакуумный газойль (лВГ) после гидроочистки используется как компонент дизельного топлива, а УВГ и гудрон перерабатываются в моторные топлива по различным направлениям.

Если нефть масляная, то вместо УВГ получают широкую масляную фракцию (ШМФ) 350-500 °С, и тогда вместо моторных топлив из ШМФ и гудрона получают базовые масла, а продукты очистки масел (асфальт и экстракты) использует для получения кокса или битума.

В целом же подавляющее большинство вариантов ГПМ конечным процессом имеют КК как наиболее оптимальный процесс использования внутренних ресурсов водорода. Особенно благоприятно сочетание гидроочистки (ГО) и легкого гидрокрекинга (лГК) с каталитическим крекингом (КК), так как это увеличива внутренние ресурсы водорода в сырье КК и позволяет получать хорошее дизельное топливо на стадии лГК.

Начинает развиваться процесс гидровисбрекинга (ГВБ) как способ увеличения ресурсов сырья КК.

Один из перспективных путей глубокой переработки нефти (ГПН) – Процесс коксования , так как при этом можно получить прямогонный вакуумный газойль (60 % от мазута), идущий непосредственно на КК; 40 % – гудрон на непрерывное коксование в кипящем слое кокса (из них 25-30 % дистиллята 350-500 °С ГО и КК, 15-20 % кокса, подвергающегося газификации; из синтез-газа по Фишеру – Тропшу можно получить моторное топливо).

Быстро нарастает применение селективных процессов (деасфальтизации селективной очистки гудронов) с последующей переработкой рафинатов на КК.

Широкое применение в схемах ГПН каталитического крекинга не только даёт возможность получать моторное топливо непосредственно, но позволяет на основе ББФ и ППФ газа крекинга получать высокооктановые компоненты бензина.

Но в то же время ГПН связана со значительным ростом энергозатрат. Сейчас на 1 т перерабатываемой нефти на НПЗ в сумме затрачивается 70-80 кг топлива (7-8 %). При углублении переработки нефти до 75-80 % эти затраты составляют 120-130 кг топлива на 1 т нефти, т. е. до 13 % от перерабатываемой нефти.

Наряду с комбинированием существенные экономические преимущества даёт укрупнение мощностей установок, поэтому оно всегда сопровождает комбинирование.

В настоящее время достигнутый "потолок" мощности АВТ составляет 68 млн т/год, установок каталитического крекинга – 2 млн т/год, каталитическог риформинга – 1,2 млн т/год.

Дальнейшее укрупнение производства сейчас приостановилось из-за дефицита нефти и необходимости придания схемам НПЗ большей гибкости.

С другой стороны, принцип комбинирования диктует уровень мощностей взаимосвязанных процессов определять исходя из мощности головного процесса.

Подробнее с ситуацией на российском рынке гибкой печатной упаковки можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок мазута в России ».

Академия Конъюнктуры Промышленных Рынков оказывает три вида услуг, связанных с анализом рынков, технологий и проектов в промышленных отраслях – проведение маркетинговых исследований, разработка ТЭО и бизнес-планов инвестиционных проектов.

Http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=1678

Одной из главных проблем нефтяного бизнеса России является глубина и эффективность переработки нефти, а именно, ее увеличение до мирового уровня. В связи с этим в России была запущена программа модернизации НПЗ.

Программа модернизации НПЗ в России была начата Вертикально – интегрированными компаниями в 2011 году. Данное направление должно было затронуть как убыточные НПЗ, так и реально функционирующие заводы по всей РФ. Основной целью данного комплекса работ была, увеличение глубины переработки нефти и обеспечение отечественного рынка экологически чистыми топливами, которые соответствовали бы требованиями технического регламента Таможенного союза. Подписав соглашения, компании согласились на государственный контроль над инвестиционной деятельностью, а государству тем самым выпала бы возможность полностью контролировать данное направление.

Так же следует отметить, что воплощение в жизнь указанной выше программы модернизации НПЗ должно укрепить меры по сокращению операционных и логистических затрат ВИНК, что дает возможность убыточным НПЗ получить выгоду от модернизации, как для себя лично, так и для экономики страны в целом, где бы они не были разбросаны по территории РФ. В таких условиях государство, несмотря на заинтересованность в модернизации НПЗ, может создать более «мягкую» систему привлечения владельцев ВИНК, которая могла бы хотя бы частично обезопасить от инвестиционных рисков. В 2013 году на всей территории Российской Федерации в рабочем состоянии было порядка 50 крупных НПЗ, в их число входило и 23 крупных НПЗ состоящих в структуре ВИНК, так же 8 независимых НПЗ с внутренней переработкой нефти более 1,1 млн. тон в год. Еще в 2013 году объемы переработки нефти стали ровны 276,3 млн. тонн из расчета средней загрузи НПЗ по всей территории РФ в 93,9 %, а изменения в глубине переработки составили выработку в 72 %. Ситуация к 2015 году по всей территории России сложилась следующим образом: переработка нефти увеличилась и составила 282,4 млн. тонн, а общая глубина переработки – 74, 2 % [4].

Экономический кризис крайне остро ударил по модернизации нефтепереработки по всему миру. Более низкий уровень спроса стал тем негативным фактором, который в дальнейшем повлиял на маржу всей отрасли. Не смотря на то, что спрос во всем мире стал постепенно приобретать прежние объемы, так как экономика стала выправляться от финансового кризиса, отрасль продолжает отражать все последствия этого события: стали снижаться спрос и цены на нефтепродукты, а также значительное повышение их коммерческих запасов, эксплуатация нововведенных мощностей нефтепереработки в Азии ( НПЗ в Индии.) Понижение уровня прибыли в секторе нефтепереработки оказался наиболее явной причиной снижения чистой прибыли среди «даунстрим» самых крупнейших федеральных и международных ВИНК. Несколько независимых нефтеперерабатывающих компании объявили процедуру банкротства своего бизнеса. Вследствие чего, были полностью перекрыты мощности по нефтепереработке сырья более, чем на 1,3 млн. бар. в сутки. Были полностью закрыты 16 НПЗ, что стало беспрецедентным случаем.

Структурные изменения рынка нефтехимии и топлив во всем мире, такие как возникновения конкуренции, в секторе сбыта нефтехимических продуктов переработки, стали усложнять ситуацию для борьбы российских ВИНК за наибольшую долю рынка сбыта. Все это стало сказываться на реализации готовой продукции и сырья в целом. Однако на конкурентоспособный уровень спроса может влиять как нефтепродукты высокого качества, так и «полуфабрикаты» по более приемлемым – низким ценам. Единственный выход, который видят эксперты в сложившейся ситуации, это увеличение скорости модернизации НПЗ, как убыточных, так и растущих по всей территории РФ, благодаря чему вся совокупность НПЗ сможет в полной мере перекрыть потребности внутренних рынков России, и позволит обеспечить и повысить качество экспорта нефтепродуктов, замещая тем самым сырую нефть.

На сегодняшний день существует ряд проблем, которые возникают в секторе глубокой переработки нефти:

● взятие курса федеральных компаний на вопрос экспорта готового сырья, все это связано с огромным понижением качества отечественных нефтепродуктов, и так же отсутствие спроса на других внешних рынках. Большинство российских компаний страдают от того, что продукты их нефтепереработки полностью не отвечают стандартам Евро Союза;

● преобладание отечественных ВИНК в общей структуре экспорта нефтепереработанной продукции и нефтепродуктов по низким ценам (например, прямогонный бензин, мазут) и полное отсутствие готового сырья с высоким процентом добавленной стоимости;

● абсолютно нерациональный и невыгодный разброс НПЗ по всему территориально – экономическому пространству Российской Федерации, все эти экономически невыгодные размещения НПЗ являются наследием времен СССР, когда нефтяные базы и заводы располагались в глубине страны, а добыча нефти осуществлялась отдаленно от этих мест, что повлекло за собой глубочайшую проблему экспорта готовой продукции;

● большое число мини – НПЗ, которые в небольших количествах занимаются неквалифицированной первичной переработкой нефтяного сырья, несут за собой всеобщие экологические проблемы для регионах, в которых они расположены;

● несбалансированность спроса и предложения на нефтепродукты, объясняется тем, что наибольшая часть компаний в данной отрасли располагает свои производства на Западе Урала и частично в Поволжье, и незначительное число заводов в Сибири и Центре РФ. В Южной и Дальневосточных частях страны, где внешняя торговля наиболее развита, таких предприятий почти нет. Еще одной важной частью являются решения о начале строительных работ НПЗ в других регионах страны, которые были приняты, болеет 50 лет назад, с учетом спроса в данных регионах, вследствие этого загруженность производственных и перерабатывающих мощностей в каждом регионе своя [2].

● построенные в Западной Сибири производственные фонды и заводы давно изношены (20 из 27), их строительство было организованно в период открытия крупнейших на тот момент в стране месторождений нефти [3].

В планах уже к 2020 году повысить 80 % качества выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива, до стандартов ЕВРО 5, при этом следует, что в Европе данные стандарты качества были введены уже в начале 2013 года, а затем и они же были ужесточены до стандартов по экологическим требованиям до ЕВРО 6. А углубляющие процессы отошли на план 2-ой, их внедрение отодвинулось полностью на неопределенный срок. Значительный объем работ связанных с модернизационными процессами нефтеперерабатывающих заводов был проведен среди всех крупнейших ВИНК лишь только ПАО «Роснефть» Кроме всего этого Роснефть заканчивает строительство Туапсинского НПЗ, где используются установки нефтепереработки уже нового поколения, так же последовательно осуществляется план возведения Приморского НПЗ.

Таким образом, в долгосрочной перспективе актуальными останутся такие направления развития российской нефтеперерабатывающей промышленности, как:

– улучшение качества производимых моторных топлив с приближением его к новым европейским стандартам;

– наращивание глубины переработки на основе новейших технологий; тенденция утверждения зависимости роста объемов нефтепереработки, от объемов потребления автомобильных бензинов в стране и возможностями экспорта их избытков в страны АТР и ЕС;

– интенсификация сроков обновления ввода новых мощностей и замены имеющихся технологических установок.

В результате по прогнозам переработка нефти достигнет к 2020 г. 252 млн. т., а к 2030 г. – 273 млн. т. [1].

Http://sibac. info/journal/student/3/72833

В настоящее время наиболее широко распространены каталитические процессы углубленной переработки углеводородного сырья, однако даже они не могут предложить достаточно привлекательный технико-экономический баланс для многих нефтепереработчиков при переработке самых тяжелых видов сырья (из программы 19 Мирового нефтяного конгресса, Мадрид, 29.06 – 03.07.2008 г.). Более того, с помощью известных и широко применяемых каталитических технологий невозможно в принципе решить задачу 100 % глубины переработки (считается по выходу легких целевых продуктов с температурой конца кипения 350-360 °С), т. к. тяжелые нефтяные остатки будут очень быстро приводить к отравлению и коксованию активной поверхности любого катализатора. Необходимость постоянного изготовления и обновления катализаторов, оперативная их смена и утилизация требует дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат и повышает себестоимость процесса переработки и получаемой продукции.

Поэтому глубокая переработка нефти и нефтяных остатков, вовлечение в традиционную переработку газообразных и особенно твердых углеводородов является основной задачей ближайшего времени. Для решения вопроса глубокой переработки, рационального и экономного использования любого углеводородного сырья необходимо не просто улучшать известные углубляющие процессы (термический, каталитический и гидрокрекинг), а изменить отношение к существующим технологиям нефтепереработки. Необходимо разработать новый подход или новое направление глубокой переработки углеводородного сырья, которое позволит осуществить безостаточную, практически 100 % конверсию любого углеводородного сырья (жидкого, твердого, газообразного) в целевые легкие углеводороды.

Основное отличие и преимущество предлагаемого подхода и технологии заключается в том, что сырье, в основном тяжелое и содержащее большое количество разнообразных вредных примесей, непосредственно с катализатором не контактирует.

Сначала сырье подвергают мягкому некаталитическому (например, термическому и/или термомеханическому) крекингу.

В процессе крекинга сырья образуются непредельные углеводороды, которые впоследствии могут конденсироваться, что приводит к ограничению глубины переработки. Для наиболее полной и глубокой переработки и увеличения выхода легких целевых продуктов и фракций схема переработки должна быть дополнена устройством, которое позволяет с минимальными затратами насыщать открытые связи атомарным водородом и/или легкими радикалами. Проблему можно решить такой организацией схемы процесса, при которой тяжелое сырье, содержащее вредные примеси и компоненты, и катализатор не контактируют, вследствие чего катализатор практически не отравляется вредными примесями и не коксуется, что приводит к увеличению долговечности катализатора и отсутствию необходимости его регенерации и замены. Для этого молекулярный водород и/или легкие водородсодержащие среды, обогащенные водородом (они не содержат смол, асфальтенов и других вредных примесей и компонентов), например, попутный, природный газ, в том числе газ и часть легких фракций, получаемых в процессе переработки углеводородного сырья, при необходимости подогревают и направляют для получения активного атомарного водорода и/или легких радикалов в реактор с нагретым до необходимой температуры катализатором (блок получения атомарного водорода и/или легких радикалов). Полученные активный водород и/или легкие радикалы направляют в устройства нагрева (учитывая высокую реакционную способность атомарного водорода и/или легких радикалов, которые являются своеобразными катализаторами) и/или некаталитического крекинга жидкого исходного сырья для проведения реакции (процесс схематически изображен на рис. 1).

Нагрев водорода и/или легких водородсодержащих сред, обогащенных водородом, а также реактора с катализатором можно осуществлять за счет тепла нагретого сырья и/или тяжелых фракций, направляемых на повторную обработку. Давление в реакторе с катализатором должно быть больше давления в реакторе некаталитического крекинга сырья. Атомарный водород и/или легкие радикалы насыщают открытые связи непредельных углеводородов с получением легких целевых фракций высокого качества. Легкие насыщенные продукты реакции непрерывно выводятся из процесса для получения легких целевых продуктов (сжиженного газа, бензина, реактивного, дизельного топлива, продуктов нефтехимии). При этом такие дорогие процессы, как гидроочистка, риформинг и т. д. в блоках получения легких товарных продуктов могут не использоваться, т. к. открытые связи радикалов крекинга сырья насыщаются до блока получения товарных продуктов, а регулировка свойств и состава получаемых фракций производится изменением режима и параметров процесса. Кроме того, в процессе обработки сырья уменьшается количество вредных примесей, например сернистых соединений, т. к. в процессе обработки основная часть серы переходит в сероводород и далее выводится из процесса известными методами с дальнейшим получением, например, атомарной серы и других полезных побочных продуктов. Тяжелые фракции направляются на повторную обработку. При повторной обработки тяжелых фракций можно достичь практически 100 % глубины переработки и выхода легких целевых продуктов. Непрореагировавшие молекулярный водород и/или легкие водородсодержащие среды, обогащенные водородом, могут возвращаться в начало процесса для повторного использования. При необходимости, тяжелые фракции частично могут направляться и для получения тяжелых товарных продуктов (битума, кокса и других). Укрупненная блок – схема процесса показана на рис. 2.

Если получение молекулярного водорода в настоящее время является довольно дорогим процессом, то использование для получения атомарного водорода и/или легких радикалов природного или попутного газа, который во многих случаях сжигается на факелах, позволяет свести затраты на проведение процесса глубокой переработки к минимуму.

Технология апробирована на небольшой лабораторной установке. Глубина переработки достигает 97÷98 %. С учетом образующихся несконденсированных газов, можно уверенно говорить практически о 100 % глубине переработки сырья с помощью предлагаемой технологии.

Твердое углеводородное сырье (например, уголь, сланец, продукты растительного происхождения) направляют в блок мелкодисперсного размельчения и вводят в исходное сырье и/или тяжелые фракции перед повторной обработкой или приводят в непосредственный контакт с легкими радикалами. Газообразные углеводороды также вводят в исходное сырье и/или тяжелые фракции перед их повторной обработкой. Жидкие, твердые и газообразные углеводороды могут обрабатываться по данной схеме одновременно, по отдельности или попарно. Часть газообразных и/или легких продуктов (они обогащены водородом и могут заменять исходные водородсодержащие среды) переработки по данной схеме может быть возвращена в начало процесса в реактор с катализатором для получения активного атомарного водорода и/или легких радикалов.

Тяжелое сырье не вступает в непосредственный контакт с катализатором, не происходит его отравление и коксование, отпадает необходимость регенерации и замены катализатора, процесс упрощается и становится более надежным, стоимость процесса и оборудования значительно уменьшается, т. е. происходит снижение капитальных и эксплуатационных затрат, глубина переработки может быть увеличена до 100 %. При этом происходит экономия сырья при выработке необходимого количества целевых товарных продуктов, другими словами оптимальное и рациональное использование сырьевых ресурсов при их дальнейшей переработке при реализации данной схемы. Кроме того, различные остатки и отходы, накапливающиеся в процессе, например, добычи и переработки нефти, приводят к ухудшению экологической обстановки, и их переработка по данной схеме с получением высоколиквидной продукции позволяет решать экологические проблемы и получать дополнительную прибыль. Минимальная производительность, при которой процесс становиться окупаемым, в несколько раз меньше, чем при использовании известных каталитических технологий. Появляется возможность строительства небольших перерабатывающих производств, непосредственно приближенных к потребителю и оптимально удовлетворяющих его требованиям.

Реактор с катализатором может быть выполнен в виде цилиндра, шара, кольцевого цилиндра, параллепипеда (пластины) или другой объемной фигуры с помещенным в него катализатором в виде гранул или порошка произвольного размера и формы. Для оптимизации процесса могут использоваться пакеты реакторов различной конфигурации. Реакторы или пакеты реакторов могут располагаться вдоль движения сырья, поперек или под углом. Поверхность реактора проницаема для атомов водорода и/или легких радикалов, или на поверхности реактора выполнены отверстия произвольной формы, причем размеры отверстий меньше, чем размеры гранул катализатора. Стенки реактора с катализатором могут быть выполнены из пористого материала с различными размерами пор, например в нанометровом диапазоне. Реактор с катализатором может и не содержать гранул или порошка катализатора, при этом оболочка реактора, или весь реактор целиком выполнены из материала, который является катализатором для проведения процесса получения атомарного водорода и/или легких радикалов из молекулярного водорода и/или водородсодержащих сред. В теле катализатора может быть выполнен коллектор для распределения водорода и/или водородсодержащих сред. Количество атомов водорода и/или легких радикалов, получаемых в реакторе с катализатором, должно превышать количество открытых связей радикалов крекинга сырья, а отношение поверхности реактора (пакета реакторов) с катализатором к объему зоны нагрева и/или крекинга сырья увеличивают так, чтобы максимально полно провести реакцию сырья и атомарного водорода и/или легких радикалов. Возможно использование нанотрубок для подачи и получения атомарного водорода и/или легких радикалов и других достижений нанотехнологий и водородной энергетики.

Технология защищена патентами РФ, поданы международные заявки на изобретения по системе РСТ, заявки зарегистрированы в ВОИС.

Широкое промышленное внедрение предлагаемой новой экономичной, экологичной и эффективной технологии глубокой переработки нефти и любого другого углеводородного сырья по топливному варианту и производству продуктов нефтехимии позволит получать огромную дополнительную ежегодную прибыль и экономить сотни и тысячи миллионов тонн сырья ежегодно при полном удовлетворении рынка качественными горюче – смазочными материалами в полном объеме. Другими словами, внедрение таких технологий эквивалентно увеличению мировых запасов углеводородов в несколько раз без затрат на их разведку и добычу при существенном снижении стоимости готовой продукции переработки.

Разработка, возможно в кооперации с ведущими мировыми нефтяными компаниями, промышленных установок нового типа и модернизация всей нефтеперерабатывающей, газовой и угольной промышленности позволит увеличить занятость трудоспособного населения, оживит экономику, приведет к стабилизации мировой энергетической системы и скорейшему выходу из мирового экономического кризиса.

Http://ecoteco. ru/?id=1289

Учебное пособие для студентов повышенного уровня обучения специальности 240404 «Переработка нефти и газа» разработано в развитие программы учебной дисциплины «Химия и технология нефти и газа» базового уровня обучения.

Современный этап развития мировой экономики характеризуется повышенными требованиями к качеству продукции нефтеперерабатывающих предприятий, необходимости снижения воздействия на окружающую среду, сокращение расходов материальных и энергетических ресурсов. Важнейшими задачами при этом являются разработка и внедрение безотходных технологий и экологически чистых технологических процессов.

В результате изучения раздела студент должен иметь представление:

Различные виды горючих ископаемых (природных энергоносителей) – уголь, нефть и природный газ – известны человечеству с доисторических времён.

Однако необходимо отметить, что топливно-энергетический комплекс (ТЭК) оказывает и негативное воздействие на природу:

1. Вклад отечественных учёных – химиков и инженеров в становление нефтепереработки.

Тема 2. 1.1 Вклад отечественных учёных – химиков и инженеров в становление нефтепереработки

До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов её на поверхность. Со второй половины 19 в. спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности. На рубеже 19 – 20 вв. были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания, положившие начало бурному развитию нефтедобывающей промышленности. Этому способствовало изобретение в середине 19 в., механического бурения скважин. Первую в мире нефтяную скважину пробурил знаменитый американский полковник Дрейк в 1859 г. на окраине маленького городка Тайтесвилл в штате Пенсильвания. В России первые скважины были пробурены на Кубани в долине реки Кудако в 1864 г. А. Н. Новосильцевым, и в 1866 г. одна из скважин дала нефтяной фонтан с начальным дебитом в 190 т в сутки. В начале 19 в. нефть в промышленных масштабах добывали в 19 странах мира. В 1900 г. в мире было добыто почти 20 млн. т нефти, в т. ч. в России – более половины мировой добычи.

Нефтеперерабатывающая промышленность – отрасль тяжёлой промышленности, охватывающая переработку нефти и газовых конденсатов и производство высококачественных товарных нефтепродуктов: моторных и энергетических топлив, смазочных масел, битумов, нефтяного кокса, парафинов, растворителей, элементарной серы, термогазойля, нефтехимического сырья и товаров народного потребления.

Http://www. ronl. ru/referaty/raznoe/545338/

Добавить комментарий