Остаток переработки нефти

Переработка нефтяных остатков ( мазута) возможна по двум вариантам: первый – прямая каталитическая или термическая обработка мазута с получением целевых продуктов; второй – предварительная разгонка под вакуумом с получением вакуумного дистиллята и гудрона и их раздельная переработка.  [1]

Переработка нефтяных остатков с высоким содержанием смол, сернистых и металлорганических соединений осуществляется в аппаратах с псевдоожиженным слоем катализатора. В отличие от псевдоожижения при каталитическом крекинге, в процессах гидрокрекинга применяется трехфазный кипящий слой.  [2]

Для переработки нефтяных остатков разработан двухступенчатый гидрокрекинг, позволяющий превращать 50 – 80 % нефтяных остатков с температурой кипения выше 520 С преимущественно в дизельное топливо с температурой кипения до 360 С.  [4]

Для переработки нефтяных остатков могут быть применены два принципиально отличных друг от друга способа: деструктивная переработка в отсутствии водорода и деструктивная переработка в присутствии водорода.  [5]

Технология переработки нефтяных остатков с выводом излишнего углерода в основном базируется на термических процессах, а технология ввода водорода в молекулярную структуру остаточных фракций – на гидрогенизационных каталитических процессах.  [6]

При переработке нефтяных остатков с делью получения г. аза и жидких продуктов используют непрерывные способы коксования: коксование в кипящем слое, или термоконтактное коксование на порошкообразном теплоносителе, и контактное коксование в движущемся слое на гранулированном теплоносителе. При этом порошкообразный и гранулированный кокс выполняют несколько функций. Коксовые частицы, имеющие сильно развитую поверхность, играют роль контактирующих элементов. Наиболее тяжелая часть сырья – нефтяного остатка, имеющая в этих условиях пониженную вязкость, распределяется и наслаивается на них в виде тонкой пленки, коксующейся в условиях высокой температуры и относительно малой продолжительности пребывания на поверхности частиц.  [7]

При переработке нефтяных остатков среднее масло, полученное в жидкофазнсй ступени, поступает непосредственно в блоки расщепления, минуя предварительное гидрирование.  [8]

При переработке нефтяных остатков происходят некоторые изменения в структуре молекул. В результате термического воздействия в молекуле увеличивается доля углерода, находящегося в составе ароматических ( в том числе конденсированных) – структур, и снижается доля углерода, находящегося в алифатических структурах; происходит обогащение Молекул углеродом и снижение молекулярной массы. Ухудшается раствори – – – мость смол и асфальтенов в органических растворителях. Примерно такие же изменения наблюдаются при окислении.  [9]

При переработке нефтяных остатков происходят некоторые изменения в структуре молекул. В результате термиаескога воздействия в молекуле увеличивается доля углерода, находящего ся в составе ароматических ( в том числе конденсированных) структур, и снижается доля углерода, находящегося в алифатических структурах; происходит обогащение молекул углеродом и снижение молекулярной массы. Ухудшается растворимость смол и асфальтенов в органических растворителях. Примерно такие же изменения наблюдаются при окислении.  [11]

При переработке нефтяных остатков большую опасность представляют металлы, содержащиеся в виде металлоорганических соединений в тяжелых погонах.  [12]

При переработке нефтяных остатков по этому способу улучшается качество получаемого бензина и жидкого топлива других видов. К тому же более эффективно используется оборудование, применяемое для гидрогенизации.  [13]

При переработке нефтяных остатков с целью получения газа и жидких продуктов используют непрерывные способы коксования: коксование в кипящем слое, или термоконтактное коксование на порошкообразном теплоносителе, и контактное коксование в движущемся слое на гранулированном теплоносителе. При этом порошкообразный и гранулированный кокс выполняют несколько функций. Коксовые частицы, имеющие сильно развитую поверхность, играют роль контактирующих элементов. Наиболее тяжелая часть сырья – нефтяного остатка, имеющая в этих условиях пониженную вязкость, распределяется и наслаивается на них в виде гонкой пленки, коксующейся в условиях высокой температуры и относительно малой продолжительности пребывания на поверхности частиц.  [14]

В сборнике Переработка нефтяных остатков 1 изложены экспериментальные данные по гидрокрекингу тяжелого газойля ромаш-кинской нефти.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id251527p1.html

К вторичным процессам переработки нефтяного сырья относятся процессы, при которых изменяется структура входящих в состав нефти углеводородов, с целью получения различных нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности. Вторичные процессы в свою очередь подразделяются на Термические (протекающие при повышенных температурах) и Термокаталитические (протекающие при повышенных температурах и в присутствии катализаторов).

Термические процессы – термический крекинг, пиролиз, коксование. К Термокаталитическим процессам относятся: каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, изомеризация, полимеризация, гидрокрекинг, гидроочистка. Эти процессы протекают по различным механизмам.

Термические процессы углеводородов протекают при повышенных температурах с разрывом С–С-связей по цепному свободно-радикальному механизму.

Кроме газообразных и жидких веществ при термических процессах переработки нефтепродуктов получаются твердые вещества – углерод (сажа) или кокс. Образование сажи объясняется распадом углеводородов до свободного углерода.

Кокс получается при глубокой конденсации ароматических соединений, идущей с отщеплением водорода.

Таким образом, при переходе от термического крекинга (470-540 о С) к пиролизу (700-1000 о С) изменяются продукты распада. При пиролизе протекают реакции с более высокой энергией активации, что приводит к образованию более низкомолекулярных продуктов (этилена, пропилена) и даже протекает распад с образованием СН4 и С2Н2. Однако, могут образоваться и более высокомолекулярные ароматические структуры.

Поднимать температуру пиролиза выше 900 о С нецелесообразно, если целью является синтез низкомолекулярных олефинов и диенов, а также ценных побочных продуктов пиролиза – ароматических углеводородов.

Следует заметить, что состав конечных продуктов термических процессов зависит также от природы исходного сырья, давления, времени контакта.

Термический крекинг тяжелых остатков переработки нефти проводится с целью получения автомобильного бензина (в настоящее время этот процесс устарел); высокоароматизированного газойля – сырья для производства сажи; крекинг – остатков – для производства кокса; маловязкого топочного мазута.

Сырьем термического крекинга (крекинг – распад, разложение) обычно служат – тяжелые остатки переработки нефти – полугудрон и гудрон; а для получения бензина используют относительно легкие нефтяные фракции (200-350 о С).

Условия протекания процесса. Процесс термического крекинга проводят при 470-540 о С и давлении 2-7 МПа.

В результате получают: углеводородный газ (содержит непредельные углеводороды и является сырьем для нефтехимического синтеза); крекинг-бензин (характеризуется низким октановым числом и низкой стабильностью); керосино – газойлевая фракция (200-350 о С) (ценный компонент флотского мазута и после гидроочистки – компонент дизельного топлива); термогазойль (для производства технического углерода); крекинг-остаток (фракция, кипящая выше 350 о С – котельное топливо).

Назначение. При работе в режиме термического крекин­га — получение дополнительных количества светлых нефте­продуктов термическим разложением остатков от перегонки нефти, при работе в режиме висбрекинга — улучшение каче­ства котельного топлива (снижение вязкости).

Сырье и продукция. Сырьем установок являются остатки первичной перегонки нефти — мазут выше 350°С и гудрон выше 500°С.

• газ, содержащий непредельные и предельные углеводо­роды и сероводород; после очистки от сероводорода может быть использован как сырье газофракционирующих установок или в качестве топливного газа;

• бензин — характеристика: октановое число 66-72 (мо­торный метод), содержание серы при переработке ос­татков из сернистых нефтей — 0.5-1,2 %: в бензине тер­мического крекинга содержится до 25% непредельных углеводородов (алкенов и алкадиенов), поэтому он об­ладает низкой химической стабильностью. Может быть использован в качестве сырья риформингаили компо­нента товарного бензина после процесса гидрооблаго­раживания. При использовании непосредственно в ка­честве компонента товарного бензина к бензину тер­мического крекинга добавляют ингибиторы, препятст­вующие окислению;

• керосино-газойлевая фракция — ценный компонент флотского мазута; после гидроочистки может приме­няться как компонент дизельных топлив;

• крекинг-остаток — используется как котельное топли­во, имеет более высокую теплоту сгорания, более низ­кую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.

Описание технологической схемы.Схема установки термического крекинга зависит от назначения процесса и от используе­мого сырья. Для получения котельного топлива с более низкой вязкостью применяется процесс с нагревом в печи до необходимой температуры и дальнейшим продолжением реакций термокрекинга, начавшихся в печи, в сокинг-камере. Время пребывания сырья в сокинг-камере составляет 15-30 мин.

На рисунке приводится схема установки висбрекинга с сокинг-камерой. Сырье подают через теплообменник Т-1 в печь П-1. Для турбулизации потока в сырье перед печью по­дается химически очищенная вода. Начавшиеся в печи реак­ции термокрекинга продолжаются в сокинг-камере П-2, от­куда продукты реакции поступают на разделение во фракционатор К-1. Легкие продукты термокрекинга и пары воды из верхней части фракционатораконденсируются и охлажда­ются в воздушном Х-1 и водяном Х-2 конденсаторах-холо­дильниках и разделяются в сепараторе С-1 на газ, бензин икислую воду.

Газ дожимается компрессором ПК-1, смешивается с ба­лансовым количеством бензина (повторное контактирова­ние) и после охлаждения в воздушном холодильнике Х-3, отделения от бензина в сепараторе С-2 и аминовой очистки от сероводорода в абсорбере К-4 выводится с установки. Бензин из сепаратора С-2 после стабилизации в колонне К-3 выводится е установки.

Газ, выделившийся при стаби­лизации бензина из сепаратора С-3, выводится вместе с га­зом из фракционаторав абсорбер К-4 и далее — с установ­ки. Газойль из верхней части фракционаторачерез отпарную колонну К-2 выводится на смешение с остатком висбрекинга. Остаток висбрекинга с низа фракционаторана­сосом прокачивается через теплообменники Т-1, Т-2, час­тично возвращается во фракционатор в качестве квенча, а балансовое количество после смешения с газойлем выво­дится с установки.

I – сырье; II – химически очищенная вода; III – конденсат; IV – водяной пар; V – остаток висбрекинга; VI – газойль; VII – бензин; VIII – углеводородный газ; IX – кислая вода; X – регенерированный раствор ДЭА; XI – насыщенный раствор ДЭА.

Http://lektsii. org/2-26284.html

1 Основные направления и особенности переработки тяжелых нефтяных остатков …………………………………………………………………………..4

Значительная часть добываемых природных материалов при последующей переработке попадает в отходы производства. Утилизация отходов и побочных продуктов производства обеспечивает прямую экономию затрат на прирост первичных сырьевых ресурсов, расширение возможности экспорта (уменьшение импорта) природного сырья. Особенностью современной нефтеперерабатывающей промышленности является тенденция к углублению переработки нефти, что объясняется ограниченностью ее запасов, а также ужесточением экологических требований к нефтепродуктам. Увеличение глубины переработки нефти с целью получения дополнительного количества светлых фракций по сравнению с потенциалом достигается введением в схему нефтеперерабатывающего завода вторичных процессов переработки тяжелых нефтяных фракций (термокрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.). Указанные процессы внедрены и активно эксплуатируются на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) Республики Беларусь. Однако сохраняется проблема утилизации наиболее тяжелых продуктов (гудрон, тяжелые каталитические газойли и т. д.), остающихся после первичных и вторичных процессов. Традиционная их переработка в котельное топливо стремительно теряет свою актуальность из-за повсеместной газификации энергетических установок. Другой относительно крупный потребитель тяжелых нефтяных остатков – битумное производство – характеризуется сезонным режимом работы, что также не позволяет в достаточной мере решить обозначенную проблему. В связи с вышесказанным увеличение эффективности переработки тяжелых нефтяных остатков в светлые нефтепродукты и сырье основного органического и нефтехимического синтеза является весьма актуальной задачей для стран-производителей и потребителей нефтепродуктов.

Основные направления и особенности переработки тяжелых нефтяных остатков

Современный нефтеперерабатывающий завод представляет собой сложную химико-технологическую систему, замкнутую по потокам массы и энергии. Помимо установок первичной переработки нефти (атмосферная, вакуумная, атмосферно-вакуумная трубчатки) в состав НПЗ входят установки, реализующие процессы вторичной переработки прямогонных нефтепродуктов. Среди вторичных процессов выделяют: 1) процессы, углубляющие переработку нефти, и 2) процессы, обеспечивающие или повышающие качество нефтепродуктов. К первой группе относятся гидрокрекинг, каталитический крекинг, термокрекинг и др., позволяющие за счет деструктивного преобразования тяжелого сырья получать более легкие углеводородные фракции, а также процессы производства нефтебитумов, масел, парафинов и т. п., сокращающие выработку топочных мазутов. Вторую группу составляют процессы изомеризации и каталитического риформинга бензиновых фракций, гидроочистки моторных топлив, процессы алкилирования, производства оксигенатов, гидрооблагораживания термогазойлей и котельных топлив и др., определяющие качество товарных продуктов. Некоторые процессы, например каталитический крекинг или гидрокрекинг, наряду с углублением переработки сырья обеспечивают и высокое качество продукции, в данном случае бензинов или дизтоплив. Доля вторичных процессов в технологической структуре НПЗ (определяемая как отношение суммарной мощности этих процессов к количеству перерабатываемой нефти) является важным интегральным показателем, характеризующим как достигнутую глубину переработки сырья, так и качество нефтепродуктов, т. е. отражает уровень развития предприятия. В зависимости от ассортимента выпускаемой продукции, который определяется набором технологических установок, находящихся в эксплуатации, различают нефтеперерабатывающие предприятия топливного, топливно-масляного, топливно-нефтехимического и топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Уровень развития предприятия и его товарная специализация напрямую определяют номенклатуру, качество и количество отходов нефтепереработки. Значительная доля всей массы отходов приходится на так называемые тяжелые нефтяные остатки – это, как правило, нефтепродукты, которые не находят более квалифицированного применения, чем использование в качестве компонента котельного топлива либо сырья для его производства. В зависимости от оснащенности НПЗ вторичными процессами в качестве тяжелых остатков могут выступать мазут (остаточная фракция атмосферной перегонки нефти), гудрон (кубовый продукт вакуумной перегонки мазута), тяжелый газойль каткрекинга. При наличии в структуре завода масляного производства к нефтяным остаткам могут быть отнесены также асфальт, образующийся при деасфальтизации гудрона, и экстракты селективной очистки масляных фракций. В случае если НПЗ не располагает процессами для специализированной переработки указанных тяжелых продуктов, они утилизируются как компоненты котельного топлива. Наличие в номенклатуре товарной продукции топочного мазута, полностью или частично состоящего из остатка атмосферной перегонки нефти, свидетельствует о низком уровне развития предприятия, слабом использовании потенциала перерабатываемого сырья. Считается, что прямогонный мазут, содержащий ценные газойлевые фракции, гораздо выгоднее перерабатывать на самом предприятии с получением дорогостоящих моторных топлив и смазочных масел. Такой подход особенно актуален в связи с тем, что доля тяжелых нефтей в мировой нефтепереработке постоянно возрастает. Задача утилизации тяжелых нефтепродуктов имеет несколько решений (см. рисунок).

Гудрон, асфальт, экстракты очистки масел являются хорошим сырьем для производства окисленных и компаундированных битумов, использующихся в строительстве дорог, зданий и сооружений. Поэтому большинство НПЗ имеют в своем составе битумные установки. Однако сезонный спрос на битумы (в странах с устойчивым снежным покровом в зимний период), а также образование гудронов в количествах, превышающих потребность в них как в сырье для битумного производства, не позволяют решить проблему утилизации нефтяных остатков только этим путем. Поэтому параллельно организуют их переработку термодеструктивными методами.

Существуют два подхода к проведению процесса термодеструкции тяжелого нефтяного сырья:

– глубокое разложение с максимальным выходом газов и дистиллятных фракций и минимальным выходом крекинг-остатка; в предельном случае это процессы коксования, максимально повышающие глубину переработки нефти;

– неглубокое разложение с целью получения котельного топлива пониженной вязкости без применения дистиллятных разбавителей; этим процессом является висбрекинг, который частично способствует углублению переработки нефти.

Из всех разновидностей процесса коксования наибольшее распространение в промышленности получило замедленное коксование в необогреваемых камерах. С технологической точки зрения это наиболее простой и дешевый путь практически безостаточной переработки тяжелого сырья. Помимо газа, дистиллятных фракций и тяжелого газойля, являющихся ценным сырьем производства моторных топлив, продуктом данного процесса является крупнокусковой кокс, который в зависимости от качества может находить различное применение. Высококачественный малосернистый, малозольный игольчатый кокс, получаемый из смол пиролиза, каталитических газойлей и некоторых крекинг-остатков, находит применение в металлургии как восстановитель и материал электродов. Основная же масса кокса – так называемый губчатый кокс, вырабатываемый из атмосферных и вакуумных остатков с различными характеристиками, тяжелых нефтей, сланцевых смол и т. д., – не подходит для этих целей. Поэтому строительство и эксплуатация установок замедленного коксования (УЗК) экономически целесообразна, если налажена система сбыта кокса в качестве топлива для цементных печей, ТЭЦ, как это сделано, например, в США.

Висбрекинг, как способ переработки тяжелых нефтяных остатков, распространен в европейских странах, где традиционно применение топочных мазутов в теплоэнергетике. Типичное сырье висбрекинга – вакуумные гудроны – подвергаются однократному термическому крекингу в относительно мягких условиях. Такой режим процесса способствует максимальному выходу (до 93% на сырье) так называемого висбрекинг-мазута, в котором присутствуют все жидкие фракции, кроме бензиновых. Побочными легкими продуктами являются газы и бензиновые фракции, но их выход не превышает 8% мас. Висбрекинг-мазут реализуется как жидкое котельное топливо, однако в последнее время наметилась тенденция к переработке его на самой установке висбрекинга с целью выделения вакуумного газойля – ценного сырья для процессов гидрокрекинга и каткрекинга. Так, на НПЗ предусмотрен ввод в эксплуатацию вакуумного блока на установке висбрекинга, что также должно положительно повлиять и на технико – экономические показатели работы УЗК, расположенной следующей в технологической цепочке переработки нефтяных остатков. В этой связи становятся актуальными разработки, направленные на увеличение выхода дистиллятных фракций в процессе висбрекинга.

Http://megaobuchalka. ru/9/32000.html

Использование: нефтепереработка, нефтехимия. Сущность: тяжелые нефтяные остатки, в качестве которых используют мазут или гудрон, перерабатывают в присутствии активного молибденсодержащего комплекса, полученного в процессе атмосферной или вакуумной перегонки нефти. Водо – или маслорастворимую соль молибдена в растворителе диспергируют в исходной нефти. Диспергирование проводится до создания стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5,0 мкм. Далее проводят перегонку нефти. Остаток перегонки с содержанием молибдена 0,001-1,000 мас. % вводят в реактор гидрогенизации. Технический результат: повышение выхода светлых нефтепродуктов. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано при переработке остаточных нефтепродуктов.

Известен способ конверсии тяжелых нефтяных остатков, преимущественно гудронов, с суспендированным катализатором (US патент 3622498, С 10 G 13/06, 1971) путем смешения сырья с водородом, частью ранее полученных продуктов конверсии и 1-25 мас.% мелкораздробленных частиц катализатора, предпочтительно сульфидов металлов V, VI и VIII групп. Для получения дистиллятных нефтяных фракций: бензиновой, керосино-газойлевой и более тяжелых фракций, а также организации рецикла и циркуляции катализатора, вывода из системы последнего используют сложную систему, состоящую из нескольких ступеней разделения:

Сепараторов (горячих и холодных), атмосферной и вакуумной колонн, другой аппаратуры.

Высокие энергозатраты, в том числе из-за нерационального использования тепла отходящих технологических потоков;

Известен также способ (US патент 4192735, С 10 G 13/06, 1980) гидрокрекинга полученного при вакуумной перегонке мазута дистиллята путем добавления к нему термически разлагающегося соединения металла (от 25 до 950 ppm элементарного металла на сырье). Металл выбирают из групп IV-VIII Периодической системы элементов, а также в виде их смеси. Нагрев катализатора и сырья осуществляют совместно с газом, содержащим H2S и H2. Процесс характеризуется сложной системой сепарации и ректификации получаемых нефтепродуктов, в том числе и наличием специальной вакуумной колонны, устройствами для выделения и циркуляции катализатора.

К недостаткам процесса могут быть отнесены невысокая степень конверсии сырья из-за снижения содержания металла в рецикле, высокие энергетические и капитальные затраты, необходимые для фракционирования сырья и получаемых нефтепродуктов, высокий расход катализатора.

Также известен способ переработки гудрона (RU патент 2140965, С 10 G 47/02), в котором катализат направляют в горячий сепаратор высокого давления, из которого жидкий поток с температурой 380-420 o С подают на фракционирование в вакуумную колонну вместе с остатком атмосферной перегонки нефти. При этом содержание металла IV-VIII групп, диспергированного в жидком потоке горячего сепаратора, составляет 0,03-0,10 мас.%.

Остаток атмосферной перегонки нефти (мазут) направляют в вакуумную колонну, куда подают также жидкий поток рециркулята с температурой 380-420 o С из горячего сепаратора, содержащий в себе диспергированный ранее катализатор – металл IV-VIII групп в количестве 0,03-0,10 мас.%, считая на металл. В результате вакуумной дистилляции указанной смеси получают компонент дизельного топлива, вакуумный дистиллят, выкипающий в пределах 360-520 o С, и фракцию, выкипающую выше 520 o С (гудрон). Гудрон, содержащий некоторое количество катализатора, направляют в узел приготовления и диспергирования катализатора, где к гудрону добавляют необходимое количество катализатора каталитической добавки, содержащей металлы IV-VIII групп. Затем к нему добавляют циркулирующий водородсодержащий газ и направляют полученный поток в печь, а затем в реактор.

Необходимость приготовления суспензии катализатора в автоклавах;

Расходование части целевого продукта для приготовления суспензии катализатора.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению техническим решением, принятым за прототип, является способ гидрогенизации тяжелых нефтяных остатков при низком давлении с использованием диспергированного в сырье раствора каталитической добавки, содержащей металлы IV-VIII групп (Перспективные процессы и катализаторы нефтепереработки и нефтехимии. Сборник научных трудов ГрозНИИ, М., ЦНИИТЭ-Нефтехим, 1990, вып. 43, с. 184-187).

Остаток атмосферной переработки нефти (мазут) подвергают ректификации в первой вакуумной колонне с получением гудрона. К гудрону добавляют рецикл и подают эту смесь в узел приготовления и диспергирования катализатора. Диспергирование проводят при температуре и давлении, исключающими вскипание водного раствора катализатора. Затем добавляют к полученной смеси циркулирующий водородсодержащий газ, нагревают ее в теплообменниках и печи и подают в реактор.

Выходящий из реактора катализат направляют в горячий сепаратор высокого давления, пары из которого направляют в горячий сепаратор низкого давления, а полученный там паровой поток направляют в холодный сепаратор.

Из холодного сепаратора пары, содержащие в основном водород, возвращают на циркуляцию в поток перед реактором. Жидкие продукты из холодного сепаратора поступают в атмосферную ректификационную колонну. Сюда же направляют жидкий поток из горячего сепаратора низкого давления.

Жидкий поток горячего сепаратора высокого давления направляют в дополнительный сепаратор, откуда пары также поступают в атмосферную колонну, а жидкие углеводороды – во вторую вакуумную колонну.

В атмосферной колонне катализат разделяют на углеводородный газ, компоненты бензина, дизельного топлива и фракцию, выкипающую выше 360 o С.

Во второй вакуумной колонне катализат разделяют на фракцию, выкипающую ниже 360 o С, – компонент дизельного топлива, фракцию 360-520 o С, которую используют, в частности, как сырье каталитического крекинга, и остаток, выкипающий выше 520 o С, – рециркулят, который добавляют к гудрону первой вакуумной колонны перед подачей его в реактор.

Необходимость снижения температуры сырья, применение давления в узле приготовления катализатора;

Высокие энергетические расходы из-за сложной схемы разделения катализата, наличия двух вакуумных колонн;

Невысокая степень конверсии сырья из-за малого числа центров контакта сырья и катализатора, приводящая к малому выходу фракций, выкипающих до 520 o С;

Значительный безвозвратный расход катализатора за счет выноса из системы;

Высокие капитальные затраты на сооружение установки из-за наличия системы сепарации, диспергирования при повышенной температуре и давлении, двух вакуумных колонн.

Цель изобретения заключается в создании способа глубокой переработки нефти.

Использование предлагаемого способа позволяет увеличить глубину переработки нефти за счет получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов от переработки тяжелых нефтяных остатков.

Реализация предлагаемого способа возможна в условиях уже имеющихся технологических аппаратов и оборудования.

Сущность изобретения заключается в том, что переработку тяжелых нефтяных остатков ведут в присутствии активного молибденсодержащего комплекса, образующегося в процессе первичной переработки нефти. В качестве сырья использовались нефть месторождения Окарем (Туркмения) и смесь западно-сибирских нефтей (сырьевой парк Московского НПЗ), характеристики нефти приведены в табл. 1. Раствор водо – или маслорастворимой соли молибдена в растворителе диспергируется в нефти до создания стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5 мкм. Введение соли осуществляется при температуре 20-80 o С и атмосферном давлении. В качестве модели водорастворимой соли молибдена использовался парамолибдат аммония (NH4)6Mo7O24•4H2O, а маслорастворимой – ацетилацетонат молибденила С10Н14O4МоО2. В качестве растворителя используют соответственно воду или бензол. Далее нефть перегоняют обычным порядком, а полученный остаток (мазут) с содержанием молибдена 0,001-1,000% подвергают гидрогенизации.

Гидрогенизацию проводят в проточном реакторе с инертной насадкой при температуре 350-550 o С и давлении 0,1-2,0 МПа.

Пример 1. В работе использовался лабораторный диспергатор “UNIVERSAL LABORATORY AID type MPW”. В керамический стакан помещалось 100 г исходной нефти (туркменская нефть). Диспергатор включался на 1/3 мощности и нефть перемешивалась в течение 1 мин, затем в центр стакана из стеклянного шприца вводился 1 г водного раствора парамолибдата аммония, содержащего расчетное количество молибдена, и число оборотов диспергатора увеличивалось до максимальных (10000 об/мин). На максимальных оборотах процесс проводился в течение 3 мин, диаметр капель в полученной эмульсии 0,5-1,5 мкм. Далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Остаток атмосферной перегонки (мазут), содержащий 0,001 мас.% молибдена в количестве 100 г, насосом-дозатором (со скоростью 1 см 3 /мин) подают в реактор с инертной насадкой. Давление водородсодержащего газа 0,1 МПа. Гидрогенизат собирают в охлаждаемом приемнике, а газ – в газометре. Далее проводятся атмосферно-вакуумная разгонка гидрогенизата и стандартные анализы для определения технологических характеристик полученного сырья.

Характеристики мазута и гидрогенизата по данному и следующим примерам приведены в табл. 2.

Пример 2 (сравнительный). В 100 г исходной нефти (туркменская и западно-сибирская нефть) диспергируют 1 мл дистиллированной воды, диаметр капель в полученной эмульсии 0,5-1,0 мкм. Далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Остаток атмосферной перегонки (мазут), не содержащий молибдена, в количестве 100 г насосом-дозатором (со скоростью 1 см 3 /мин) подают в реактор с инертной насадкой. Давление водородсодержащего газа 0,1 МПа. Гидрогенизат собирают в охлаждаемом приемнике, а газ – в газометре. Далее проводятся атмосферно-вакуумная разгонка гидрогенизата и стандартные анализы для определения технологических характеристик полученного сырья.

Пример 3. В 100 г западно-сибирской нефти диспергируют 1 г водного раствора, содержащего расчетное количество парамолибдата аммония, диаметр капель полученной эмульсии 2-3,5 мкм. Далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Гидрогенизацию мазута, содержащего 0,500 мас.% молибдена, проводят аналогично предыдущим примерам.

Пример 4. В 100 г нефти по примеру 3 диспергируют 1 г раствора ацетилацетоната молибденила в бензоле, содержащего расчетное количество молибдена, далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Остаток атмосферной перегонки (мазут), содержащий 1,000 мас.% молибдена в количестве 100 г насосом-дозатором (со скоростью 1 см 3 /мин) подают в реактор с инертной насадкой. Давление водородсодержащего газа 0,1 МПа. Гидрогенизат собирают в охлаждаемом приемнике, а газ – в газометре. Далее проводятся микроразгонка гидрогенизата и стандартные анализы для определения технологических характеристик полученного сырья.

Пример 5. Проводят аналогично примеру 4, при давлении водородсодержащего газа 2,0 МПа и содержании молибдена в мазуте 1,000 мас.%. В качестве сырья использовалась туркменская нефть. При этом выход дистиллятов до 240 o С, 240-350 o С, 350-500 o С соответственно составил 6,0, 28,0, 45,0 мас.%. Условная вязкость снизилась на 10 ед., температура застывания на 5 o С.

В табл. 2 приведены также результаты опытов, проведенных с использованием различных концентраций молибдена в мазуте. Результаты, полученные с использованием водо – или маслорастворимой соли молибдена, аналогичны.

Как видно из приведенных данных, в результате гидрогенизации существенно увеличивается отношении Н/С атомное, снижаются вязкость и содержание серы, увеличивается выход светлых и масляных дистиллятов. Содержащийся в тяжелых остатках молибден оседает на насадке реактора и извлекается известными методами на катализаторной фабрике, таким образом, решается проблема утилизации молибдена.

Способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков с использованием водо – или маслорастворимой соли молибдена, отличающийся тем, что раствор водо – или маслорастворимой соли молибдена в растворителе диспергируют в нефти до создания стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5,0 мкм, далее нефть перегоняют с последующим введением полученного остатка перегонки с содержанием молибдена 0,001-1,000 мас.% в реактор гидрогенизации.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Http://bankpatentov. ru/node/109601

На основе анализа научно-технической, патентной литературы, технологической структуры нефтеперерабатывающих заводов установлено, что проблема утилизации тяжелых нефтяных остатков первичных и вторичных процессов на НПЗ Беларуси, ближнего и дальнего зарубежья обусловлена необходимостью снижения доли малоценных высоковязких, высокосернистых, высокозольных топочных мазутов в структуре товарной продукции. Для решения указанной проблемы в современной нефтепереработке предлагается комбинировать процессы термодеструкции, гидрогенолиза и газификации тяжелых остатков. Исходя из особенностей технологической структуры НПЗ Республики Беларусь, обоснована целесообразность повышения эффективности переработки нефтяных остатков путем совершенствования процесса висбрекинга. Показано, что интенсификация термолиза тяжелых нефтяных фракций возможна за счет использования активирующих добавок химических соединений.

The scientific and technical literature along with refineries technological structure has been analyzed from the heavy petroleum residue utilization viewpoint. It has been determined that the necessity of reduction of high-viscosity sour ash-rich residual fuel oil output exists. The combination of thermal decomposition, hydrogenolysis, and gasification of heavy residues has been shown to be proposed to solve the above problem. The visbreaking process upgrading expediency has been proved from the point of view of Belarusian refineries technological structure. The heavy oil fraction thermolysis intensification has been shown to be possible due to the use of activating additives of chemical compounds.

УТИЛИЗАЦИЯ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЯНЫХ ОСТАТКОВ НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ: АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ

The scientific and technical literature along with refineries technological structure has been analyzed from the heavy petroleum residue utilization viewpoint. It has been determined that the necessity of reduction of high-viscosity sour ash-rich residual fuel oil output exists. The combination of thermal decomposition, hydrogenolysis, and gasification of heavy residues has been shown to be proposed to solve the above problem. The visbreaking process upgrading expediency has been proved from the point of view of Belarusian refineries technological structure. The heavy oil fraction thermolysis intensification has been shown to be possible due to the use of activating additives of chemical compounds.

Введение. Значительная часть добываемых природных материалов при последующей переработке попадает в отходы производства. Утилизация отходов и побочных продуктов производства обеспечивает прямую экономию затрат на прирост первичных сырьевых ресурсов, расширение возможности экспорта (уменьшение импорта) природного сырья.

Особенностью современной нефтеперерабатывающей промышленности является тенденция к углублению переработки нефти, что объясняется ограниченностью ее запасов, а также ужесточением экологических требований к нефтепродуктам. Увеличение глубины переработки нефти с целью получения дополнительного количества светлых фракций по сравнению с потенциалом достигается введением в схему нефтеперерабатывающего завода вторичных процессов переработки тяжелых нефтяных фракций (термокрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.). Указанные процессы внедрены и активно эксплуатируются на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) Республики Беларусь. Однако сохраняется проблема утилизации наиболее тяжелых продуктов (гудрон, тяжелые каталитические газойли и т. д.), остающихся после первичных и вторичных процессов. Традиционная их переработка в котельное топливо стремительно теряет свою актуальность из-за повсеместной газификации энергетических установок. Другой относительно крупный потребитель тяжелых нефтяных остатков – битумное производство – характеризуется сезонным режимом работы, что также не позволяет в достаточной мере решить обозначенную проблему.

В связи с вышесказанным увеличение эффективности переработки тяжелых нефтяных остатков в светлые нефтепродукты и сырье основного органического и нефтехимического синтеза является весьма актуальной задачей для Республики Беларусь и других стран-производителей и потребителей нефтепродуктов.

Основная часть. Современный нефтеперерабатывающий завод представляет собой сложную химико-технологическую систему, замк-

Нутую по потокам массы и энергии. Помимо установок первичной переработки нефти (атмосферная, вакуумная, атмосферно-вакуумная трубчатки) в состав НПЗ входят установки, реалиизующие процессы вторичной переработки прямогонных нефтепродуктов. Среди вторичных процессов выделяют [1]: 1) процессы, углубляющие переработку нефти, и 2) процессы, обеспечивающие или повышающие качество нефтепродуктов. К первой группе относятся гидрокрекинг, каталитический крекинг, термокрекинг и др., позволяющие за счет деструктивного преобразования тяжелого сырья получать более легкие углеводородные фракции, а также процессы производства нефтебитумов, масел, парафинов и т. п., сокращающие выработку топочных мазутов. Вторую группу составляют процессы изомеризации и каталитического риформинга бензиновых фракций, гидроочистки моторных топлив, процессы алкили-рования, производства оксигенатов, гидрооблагораживания термогазойлей и котельных топлив и др., определяющие качество товарных продуктов. Некоторые процессы, например каталитический крекинг или гидрокрекинг, наряду с углублением переработки сырья обеспечивают и высокое качество продукции, в данном случае бензинов или дизтоплив. Доля вторичных процессов в технологической структуре НПЗ (определяемая как отношение суммарной мощности этих процессов к количеству перерабатываемой нефти) является важным интегральным показателем, характеризующим как достигнутую глубину переработки сырья, так и качество нефтепродуктов, т. е. отражает уровень развития предприятия.

В зависимости от ассортимента выпускаемой продукции, который определяется набором технологических установок, находящихся

В эксплуатации, различают нефтеперерабатывающие предприятия топливного, топливно-масляного, топливно-нефтехимического и топливно-масляно-нефтехимического профиля. Например, из двух нефтеперерабатывающих заводов, функционирующих на территории Республики Беларусь, Новополоцкое ОАО «Нафтан»

Относится к топливно-масляно-нефтехимическому профилю, в то время как ОАО «Мозырский НПЗ» до недавнего времени имел узкоспециализированный топливный профиль. Однако с вводом в эксплуатацию установки выделения ароматических углеводородов и запланированным строительством комплекса по производству параксилола МНПЗ значительно усиливает свою нефтехимическую составляющую.

Уровень развития предприятия и его товарная специализация напрямую определяют номенклатуру, качество и количество отходов нефтепереработки. Значительная доля всей массы отходов приходится на так называемые тяжелые нефтяные остатки – это, как правило, нефтепродукты, которые не находят более квалифицированного применения, чем использование в качестве компонента котельного топлива либо сырья для его производства. В зависимости от оснащенности НПЗ вторичными процессами в качестве тяжелых остатков могут выступать мазут (остаточная фракция атмосферной перегонки нефти), гудрон (кубовый продукт вакуумной перегонки мазута), тяжелый газойль каткрекинга. При наличии в структуре завода масляного производства к нефтяным остаткам могут быть отнесены также асфальт, образующийся при деасфальтизации гудрона, и экстракты селективной очистки масляных фракций. В случае если НПЗ не располагает процессами для специализированной переработки указанных тяжелых продуктов, они утилизируются как компоненты котельного топлива.

Наличие в номенклатуре товарной продукции топочного мазута, полностью или частично состоящего из остатка атмосферной перегонки нефти, свидетельствует о низком уровне развития предприятия, слабом использовании потенциала перерабатываемого сырья. Считается [2], что прямогонный мазут, содержащий ценные газойлевые фракции, гораздо выгоднее перерабатывать на самом предприятии с получением дорогостоящих моторных топлив и смазочных масел. Такой подход особенно актуален в связи с тем, что доля тяжелых нефтей в мировой нефтепереработке постоянно возрастает. Следует отметить, что белорусские НПЗ располагают процессами, позволяющими рационально использовать потенциал вакуумных дистиллятов: на ОАО «Мозырский НПЗ» функционирует установка каталитического крекинга, на ОАО «Нафтан» – установка гидрокрекинга и производство смазочных масел.

Задача утилизации тяжелых нефтепродуктов имеет несколько решений (см. рисунок).

Гудрон, асфальт, экстракты очистки масел являются хорошим сырьем для производства окисленных и компаундированных битумов, использующихся в строительстве дорог, зданий и сооружений. Поэтому большинство НПЗ имеют в своем составе битумные установки. Однако сезонный спрос на битумы (в странах с

Устойчивым снежным покровом в зимний период), а также образование гудронов в количествах, превышающих потребность в них как в сырье для битумного производства, не позволяют решить проблему утилизации нефтяных остатков только этим путем. Поэтому параллельно организуют их переработку термодеструктивными методами.

Существуют два подхода к проведению процесса термодеструкции тяжелого нефтяного сырья:

– глубокое разложение с максимальным выходом газов и дистиллятных фракций и минимальным выходом крекинг-остатка; в предельном случае это процессы коксования, максимально повышающие глубину переработки нефти;

– неглубокое разложение с целью получения котельного топлива пониженной вязкости без применения дистиллятных разбавителей; этим процессом является висбрекинг, который частично способствует углублению переработки нефти.

Из всех разновидностей процесса коксования [3] наибольшее распространение в промышленности получило замедленное коксование в необогреваемых камерах. С технологической точки зрения это наиболее простой и дешевый путь практически безостаточной переработки тяжелого сырья. Помимо газа, дистиллятных фракций и тяжелого газойля, являющихся ценным сырьем производства моторных топлив, продуктом данного процесса является крупнокусковой кокс, который в зависимости от качества может находить различное применение. Высококачественный малосернистый, малозольный игольчатый кокс, получаемый из смол пиролиза, каталитических газойлей и некоторых крекинг-остатков, находит применение в металлургии как восстановитель и материал электродов. Основная же масса кокса – так называемый губчатый кокс, вырабатываемый из атмосферных и вакуумных остатков с различными характеристиками, тяжелых нефтей, сланцевых смол и т. д., – не подходит для этих целей. Поэтому строительство и эксплуатация установок замедленного коксования (УЗК) экономически целесообразна, если налажена система сбыта кокса в качестве топлива для цементных печей, ТЭЦ, как это сделано, например, в США [2]. Следует отметить, что на ОАО «Нафтан» запланировано строительство установки замедленного коксования нефтяных остатков, поэтому предприятию так или иначе придется решать проблему сбыта кокса.

Висбрекинг, как способ переработки тяжелых нефтяных остатков, распространен в европейских странах, где традиционно применение топочных мазутов в теплоэнергетике. Типичное сырье висбрекинга – вакуумные гудроны – подвергаются однократному термическому крекингу в относительно мягких условиях [4].

Http://cyberleninka. ru/article/n/utilizatsiya-tyazhelyh-neftyanyh-ostatkov-na-neftepererabatyvayuschih-zavodah-analiz-sostoyaniya-problemy

Значительная часть добываемых природных материалов при последующей переработке попадает в отходы производства.

Утилизация отходов и побочных продуктов производства обеспечивает прямую экономию затрат на прирост первичных сырьевых ресурсов, расширение возможности экспорта (уменьшение импорта) природного сырья.

Особенностью современной нефтеперерабатывающей промышленности является тенденция к углублению переработки нефти, что объясняется ограниченностью ее запасов, а также ужесточением экологических требований к нефтепродуктам.

Увеличение глубины переработки нефти с целью получения дополнительного количества светлых фракций по сравнению с потенциалом достигается введением в схему нефтеперерабатывающего завода вторичных процессов переработки тяжелых нефтяных фракций (термокрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.).

Однако сохраняется проблема утилизации наиболее тяжелых продуктов (гудрон, тяжелые каталитические газойли и тд), остающихся после первичных и вторичных процессов. Традиционная их переработка в котельное топливо стремительно теряет свою актуальность из-за повсеместной газификации энергетических установок.

Другой относительно крупный потребитель тяжелых нефтяных остатков – битумное производство – характеризуется сезонным режимом работы, что также не позволяет в достаточной мере решить обозначенную проблему.

В связи с вышесказанным увеличение эффективности переработки тяжелых нефтяных остатков в светлые нефтепродукты и сырье основного органического и нефтехимического синтеза является весьма актуальной задачей для стран-производителей и потребителей нефтепродуктов.

Основные направления и особенности переработки тяжелых нефтяных остатков

Современный НПЗ представляет собой сложную химико-технологическую систему, замкнутую по потокам массы и энергии.

Помимо установок первичной переработки нефти (атмосферная, вакуумная, атмосферно-вакуумная ) в состав НПЗ входят установки, реализующие процессы вторичной переработки прямогонных нефтепродуктов.

К 1 й группе относятся гидрокрекинг, каталитический крекинг, термокрекинг и др, позволяющие за счет деструктивного преобразования тяжелого сырья получать более легкие углеводородные фракции, а также процессы производства нефтебитумов, масел, парафинов и тп, сокращающие выработку топочных мазутов.

2 ю группу составляют процессы изомеризации и каталитического риформинга бензиновых фракций, гидроочистки моторных топлив, процессы алкилирования, производства оксигенатов, гидрооблагораживания термогазойлей и котельных топлив и др, определяющие качество товарных продуктов. Некоторые процессы, например каталитический крекинг или гидрокрекинг, наряду с углублением переработки сырья обеспечивают и высокое качество продукции, в данном случае бензинов или дизтоплив.

Доля вторичных процессов в технологической структуре НПЗ (определяемая как отношение суммарной мощности этих процессов к количеству перерабатываемой нефти) является важным интегральным показателем, характеризующим как достигнутую глубину переработки сырья, так и качество нефтепродуктов, т. е. отражает уровень развития предприятия. В зависимости от ассортимента выпускаемой продукции, который определяется набором технологических установок, находящихся в эксплуатации, различают нефтеперерабатывающие предприятия топливного, топливно-масляного, топливно-нефтехимического и топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Уровень развития предприятия и его товарная специализация напрямую определяют номенклатуру, качество и количество отходов нефтепереработки.

Значительная доля всей массы отходов приходится на так называемые тяжелые нефтяные остатки – это, как правило, нефтепродукты, которые не находят более квалифицированного применения, чем использование в качестве компонента котельного топлива либо сырья для его производства.

В зависимости от оснащенности НПЗ вторичными процессами в качестве тяжелых остатков могут выступать мазут (остаточная фракция атмосферной перегонки нефти), гудрон (кубовый продукт вакуумной перегонки мазута), тяжелый газойль каткрекинга. При наличии в структуре завода масляного производства к нефтяным остаткам могут быть отнесены также асфальт, образующийся при деасфальтизации гудрона, и экстракты селективной очистки масляных фракций.

В случае если НПЗ не располагает процессами для специализированной переработки указанных тяжелых продуктов, они утилизируются как компоненты котельного топлива. Наличие в номенклатуре товарной продукции топочного мазута, полностью или частично состоящего из остатка атмосферной перегонки нефти, свидетельствует о низком уровне развития предприятия, слабом использовании потенциала перерабатываемого сырья.

Считается, что прямогонный мазут, содержащий ценные газойлевые фракции, гораздо выгоднее перерабатывать на самом предприятии с получением дорогостоящих моторных топлив и смазочных масел. Такой подход особенно актуален в связи с тем, что доля тяжелых нефтей в мировой нефтепереработке постоянно возрастает. Задача утилизации тяжелых нефтепродуктов имеет несколько решений (см. рисунок).

Гудрон, асфальт, экстракты очистки масел являются хорошим сырьем для производства окисленных и компаундированных битумов, использующихся в строительстве дорог, зданий и сооружений. Поэтому большинство НПЗ имеют в своем составе битумные установки. Однако сезонный спрос на битумы (в странах с устойчивым снежным покровом в зимний период), а также образование гудронов в количествах, превышающих потребность в них как в сырье для битумного производства, не позволяют решить проблему утилизации нефтяных остатков только этим путем. Поэтому параллельно организуют их переработку термодеструктивными методами.

Существуют 2 подхода к проведению процесса термодеструкции тяжелого нефтяного сырья:

– глубокое разложение с максимальным выходом газов и дистиллятных фракций и минимальным выходом крекинг-остатка; в предельном случае это процессы коксования, максимально повышающие глубину переработки нефти;

– неглубокое разложение с целью получения котельного топлива пониженной вязкости без применения дистиллятных разбавителей; этим процессом является висбрекинг, который частично способствует углублению переработки нефти.

Из всех разновидностей процесса коксования наибольшее распространение в промышленности получило замедленное коксование в необогреваемых камерах. С технологической точки зрения это наиболее простой и дешевый путь практически безостаточной переработки тяжелого сырья. Помимо газа, дистиллятных фракций и тяжелого газойля, являющихся ценным сырьем производства моторных топлив, продуктом данного процесса является крупнокусковой кокс, который в зависимости от качества может находить различное применение.

Высококачественный малосернистый, малозольный игольчатый кокс, получаемый из смол пиролиза, каталитических газойлей и некоторых крекинг-остатков, находит применение в металлургии как восстановитель и материал электродов. Основная же масса кокса – так называемый губчатый кокс, вырабатываемый из атмосферных и вакуумных остатков с различными характеристиками, тяжелых нефтей, сланцевых смол и тд, – не подходит для этих целей. Поэтому строительство и эксплуатация установок замедленного коксования (УЗК) экономически целесообразна, если налажена система сбыта кокса в качестве топлива для цементных печей, ТЭЦ, как это сделано, например, в США.

Висбрекинг, как способ переработки тяжелых нефтяных остатков, распространен в европейских странах, где традиционно применение топочных мазутов в теплоэнергетике. Типичное сырье висбрекинга – вакуумные гудроны – подвергаются однократному термическому крекингу в относительно мягких условиях. Такой режим процесса способствует максимальному выходу (до 93% на сырье) так называемого висбрекинг-мазута, в котором присутствуют все жидкие фракции, кроме бензиновых.

Побочными легкими продуктами являются газы и бензиновые фракции, но их выход не превышает 8% мас.

Висбрекинг-мазут реализуется как жидкое котельное топливо, однако в последнее время наметилась тенденция к переработке его на самой установке висбрекинга с целью выделения вакуумного газойля – ценного сырья для процессов гидрокрекинга и каткрекинга. Так, на НПЗ предусмотрен ввод в эксплуатацию вакуумного блока на установке висбрекинга, что также должно положительно повлиять и на технико – экономические показатели работы УЗК, расположенной следующей в технологической цепочке переработки нефтяных остатков.

В этой связи становятся актуальными разработки, направленные на увеличение выхода дистиллятных фракций в процессе висбрекинга.

В настоящее время в мировой практике нефтедобычи все более проявляется тенденция утяжеления добываемых нефтей и увеличения содержания в них сернистых соединений при снижении потребности в котельных топливах. Поскольку выбор технологий переработки нефти и вторичного сырья определяется преимущественно требованиями к качеству нефтепродуктов и законодательными актами по охране окружающей среды, все более важную роль в развитии НПЗ играют процессы гидрогенизационной переработки нефтяных остатков и тяжелых газойлей.

Поставленные перед необходимостью облагораживать нефтяные остатки и тяжелые газойли нефтяные мейджоры переходят от технологии термодеструкции на технологию гидропереработки остатков, в особенности на вновь строящихся НПЗ и в регионах, где затруднен сбыт нефтяного кокса.

Наибольшее распространение в мировой практике нашли следующие процессы гидрореформулирования нефтяных остаточных продуктов:

1. Гидроочистки RCD Unionfining (UOP LLC), RDS/VRDS/OCR (Chevron Lummus Global LLC), Hyvahl (Axens). Процессы предназначены для уменьшения содержания серы, азота, асфальтенов, соединений металлов и снижения коксуемости остаточного сырья с целью получения качественного котельного топлива или для дальнейшей переработки на гидрокрекинге, коксовании, каталитическом крекинге.

2. Гидровисбрекинг-акваконверсия (Intevep SA и UOP) Технология позволяет получать водород из воды в условиях висбрекинга за счет ввода в сырье вместе с водой (паром) композиции из 2 х катализаторов на основе неблагородных металлов. В процессе акваконверсии обеспечивается значительно большее снижение вязкости наиболее тяжелых компонентов котельных топлив при более высокой конверсии сырья.

3. Гидрокрекинги (НС)3 (Hydrocarbon Technologies), LC-Fining (Chevron Lummus Global LLC), H-Oil (IFP). Предназначены для каталитического гидрокрекинга и обессеривания остаточного сырья в реакторах со взвешенным катализатором с получением высококачественных дистиллятов и облагороженного малосернистого котельного топлива. Несмотря на очевидные достоинства гидрогенизационной переработки нефтяных остатков, широкое ее внедрение сдерживается сложностью и громоздкостью реакторных устройств, а также сложностью управления технологическим процессом, так как это не способствует его надежности. Кроме того, чрезвычайно велико потребление молекулярного водорода, что обусловливает необходимость параллельного ввода в эксплуатацию дополнительных мощностей по его производству. Это негативно сказывается на экономике процессов и ставит проблему утилизации оксидов углерода.

Упомянутые проблемы гидрогенизационных процессов сохраняют актуальность термодеструктивных процессов и выводят на передний план такой способ утилизации тяжелого нефтяного сырья, как газификация. Газификация нефтяных остатков – это способ получения синтез-газа, применяемого для производства аммиака, метанола и оксоспиртов. Типичными представителями газификационных технологий являются SGP (Shell Gasification Process), GE (Texaco Gasification Process).

Самые тяжелые остаточные углеводородные фракции с высоким содержанием серы и металлов могут быть превращены в чистый синтез-газ и ценные оксиды металлов. Образующиеся при этом соединения серы могут быть легко выделены обычными способами и превращены в элементарную серу или серную кислоту.

В последнее время газификацию используют также для восполнения дефицита водорода в других процессах нефтепереработки. Кроме того, возможно применение газификации для утилизации остатков деасфальтизации, висбрекинга и тп

Рисунок 1 – Альтернативные схемы переработки тяжелых нефтяных остатков

Проводя анализ существующих способов утилизации остаточных нефтепродуктов, нельзя не упомянуть разработки по использованию гудронов, асфальтитов в качестве связующих, пластификаторов, сырья для получения углеродных адсорбентов, ионитов и каталитических систем на их основе.

Экономически более выгодной на сегодняшний день считается переработка тяжелых нефтяных остатков с максимальным возвратом получаемых продуктов в производство моторных топлив и масел.

В настоящее время в мировой нефтепереработке нет недостатка в технических решениях по переработке тяжелых высокосернистых нефтяных остатков, однако большинство из этих решений требует значительных капитальных вложений.

Поэтому усилия многих исследователей сегодня направлены на поиск методов, позволяющих повысить эффективность процессов, уже находящихся в широкой эксплуатации, таких как коксование и висбрекинг.

Для интенсификации процессов термодеструкции нефтяное сырье подвергают активации, используя арсенал физических и химических методов.

Так, использование различных химических добавок позволяет учитывать особенности сырья с точки зрения межмолекулярных взаимодействий и тем самым влиять на скорость и направленность химических превращений в системе.

Наряду с развитием гидрогенизационных способов переработки тяжелых нефтяных остатков в современной нефтепереработке сохраняют актуальность и термодеструктивные процессы: термокрекинг, висбрекинг, коксование.

Использование в таких процессах добавок химических соединений, выполняющих функции окислителей/восстановителей, инициаторов/ингибиторов свободно-радикальных процессов, компенсаторов парамагнитных центров, регуляторов фазовых переходов в дисперсной системе и тп, позволяет оказывать существенное влияние на режим и результаты термодеструктивной переработки нефтяного сырья, приводя к увеличению выхода светлых дистиллятов и вакуумных газойлей и снижению коксообразования.

При этом для внедрения удачных промотирующих композиций в промышленность не требуется существенного изменения технологической схемы и конструкции оборудования. Поэтому исследования, направленные на разработку эффективных способов химической активации процессов переработки тяжелых нефтяных остатков, являются весьма перспективными.

Http://neftegaz. ru/tech_library/view/5035-Tyazhelye-neftyanye-ostatki

Руководитель технологического отдела «ЭДЛ Анлагенбау Гезелльшафт мбХ»

Постоянное ужесточение экологических норм приведет к тому, что вскоре тяжелые нефтяные остатки будут исключены из состава судовых топлив и недопустимы к применению на электростанциях. Установка деасфальтизации (сольвентная деасфальтизация / SDA) и битумная установка позволяют переработать такие остатки в ценные товарные продукты. Сочетание процессов данных установок обеспечивает практически полнуюпереработку тяжелых нефтяных остатков в деасфальтизат и битум.

Требования к экологичности продукции ужесточаются, экономическое давление возрастает. В этих условиях нефтепереработчики задаются вопросом экологичного и экономичного использования тяжелых остатков. Как известно, в тяжелых нефтяных остатках концентрируются высококонденсированные ароматические углеводороды (асфальтены), сернистые и азотные соединения, а также все металлические примеси (никель, ванадий, натрий, кальций и т. п.) нефти.

Ужесточение экологических требований: содержание серы не более 0,1%

При использовании широко известных конверсионных технологий, таких как висбрекинг (термический крекинг) или установки каталитического крекинга, образуются остатки нефтепереработки, утилизация которых должна проводиться без ущерба окружающей среде. До сих пор они сжигались на электростанциях или сбывались как флотский мазут. Однако в связи с предстоящим ужесточением экологических норм содержаниесеры в тяжелых остатках подлежит существенному снижению. Так, например, в Северном и Балтийском морях, в проливе Ла-Манш и вдоль побережья Калифорнии существуют так называемые зоны контроля за выбросами соединений серы, где морским судам разрешено сжигать топливо только с низким содержанием серы. С 2015 года содержание серы в таком топливе не должно превышать 0,1 %, тогда как в настоящее время этот показатель равен 1,5 %. Таким образом, ужесточение экологического законодательства вынуждает нефтепереработчиков сокращать выход тяжелых остатков. Тем не менее благодаря технически возможной и экономически оправданной технологии переработки тяжелых остатков возможно увеличение выпуска ценных товарных продуктов.

Компании «Пернер» и «ЭДЛ», специализирующиеся в проектировании и строительстве технологических установок, предлагают высокоэффективную технологию переработки остатков за счет комбинирования установки сольвентной деасфальтизации и битумной установки. Применение этой технологии обеспечивает практически полную утилизациютяжелых нефтяных остатков. Данная технология не только экологична, но и позволяет производить деасфальтизат (Deasphalted Oil / DAO) и битум необходимого качества. Деасфальтизат можно вторично использовать для производства бензина и дизельного топлива.

В сравнении с аналогичными технологиями деасфальтизация растворителями является относительно недорогой. Получаемый при этом деасфальтизат полностью перерабатывается в последующих конверсионных установках в ценный товарный продукт.

Полученные высококачественные товарные битумы различных марок впоследствии могут сбываться НПЗ какценный и востребованный продукт.

В процессе сольвентной деасфальтизации (SDA) может использоваться различное сырье, например, вакуумный остаток, остаток висбрекинга, остатки из установок переработки отработанного масла и т. п. Из сырья при добавлении растворителя (пропан, бутан или смесь) под высоким давлением экстрагируются растворимые углеводородные фракции. Парафиновая фаза (образующая деасфальтизат — DAO) и асфальтеновая фаза (образующая асфальт) по отдельным линиям освобождаются от растворителя, чтобы снова ввести растворитель в процесс экстракции. При этом экстракция может проводиться как в сверхкритическом, так и в подкритическом режиме.

Экстрагированная углеводородная фракция направляется на установку гидрокрекинга или на установку каталитического крекинга для производства средних дистиллятов. Требования к качеству деасфальтизата зависят от применяемых при этом катализаторов установки (например, металлы < 12 ppm, CCR < 5 %, N < 4.000 ppm). На НПЗ топливно-масляного профиля деасфальтизат используется как брайтсток (Bright Stock) для производства смазочных масел. Требования к качеству деасфальтизата в этом случае зависят от последующих стадий процесса переработки базового масла.

Установка сольвентной деасфальтизации оптимизируется для выпуска деасфальтизата, пригодного для последующей переработки, и асфальта необходимого качества для производства нефтяного битума.

Деасфальтизация растворителями (установка деасфальтизации пропаном, H&R Ölwerke Schindler, Гамбург, Германия)

Установка сольвентной деасфальтизации дополняется технологической установкой «Битурокс®», способной утилизировать ценное для производства битума сырье — асфальт, полученный в процессе деасфальтизации. Чтобы получить оптимальное сырье для производства битума, асфальт смешивается с другими компонентами (экстракт и при необходимости вакуумный остаток или вакуумный газойль). Состав смеси зависит от свойств асфальта (вязкость, пенетрация, точка размягчения и термоустойчивость), его состава (содержаниепарафина, мальтеновая и асфальтеновая фаза) и данных лабораторного исследования SARA (содержание насыщенных углеводородов, ароматики, смол и асфальтенов). Данная смесь сырья оптимизируется с учетом необходимого качества битума. Таким образом, наряду с экологичной утилизацией тяжелых нефтяных остатков НПЗ получает максимальную независимость от качества поступающей нефти.

Окисление сырьевой смеси до битума происходит в реакторе при 250°С и 2 бар (стандартные условия). В зависимости от концепции производства полученный битум соответствует конечному продукту. При окислении более твердого продукта его необходимо дополнительно смешать с более мягкими компонентами сырья.

В качестве окислителя используется технологический воздух. Вследствие экзотермических реакций окисленный в реакторе материал охлаждается технологической водой, которая впрыскивается в воздушные трубы. Отходящий газ реактора на 95 % состоит из азота и водяного пара. Содержание остаточного кислорода составляет от 3 до 5 объемных процентов. Остальные компоненты (например, R‑SH, SO2, H2S, CO и углеводороды) обрабатываются или удаляются при прохождении через линию обработки отходящих газов ниже по технологической цепочке согласно существующим требованиям к выбросам.

Для надежного расчета технологического процесса и оптимизации проектируемых установок требуются испытания. На опытных стендах в Вене («Битурокс®») и Лейпциге (например, SDA или PDA) для этого используется ряд аналитических программ. При выполнении проекта или в рамках испытаний тяжелые остатки исследуются на опытных стендах для достижения оптимальных параметров процесса. Это, в свою очередь, способствует тщательной проработке технологической цепочки с применением тяжелых остатков на установке сольвентной деасфальтизации и битумной установке. Испытания дают достоверные и точные результаты, которые затем используются в качестве основы для расчета установок.

Сочетание процессов SDA и «Битурокс®» позволяет создать надежную и недорогую технологию переработки тяжелых остатков, обеспечивающую практически безостаточное производство на НПЗ. Также возможны идругие технологические варианты интегрирования SDA или битумных установок, которые могут способствовать повышению гибкости производственного процесса. Так, в рамках исследований процесса SDA могут быть также проработаны варианты отделения смол в качестве дополнительного вторичного сырья.

Пилотная установка «Битурокс®» в Вене состоит из пилотного реактора объемом 15 литров, в котором исследуются различные смеси сырья при различных температурах (до 270°С), разном давлении (до 4 бар) и содержании воздуха. Таким образом определяются оптимальные технологические параметры, исследуются различные концепции производства, которые затем применяются на промышленных установках. На пилотной установке используются особые аналитические методы для исследования качества продуктов и измерения отходящих газов из реактора.

Установка «Битурокс®» позволяет определить оптимальные технологические параметры

Опытная установка SDA в Лейпциге предназначена для исследования процесса переработки остатков в условиях переменного давления и температуры, с использованием различных растворителей в различном объеме в многоступенчатом режиме. Опытный стенд с двумя автоклавами (0,5 л, от 30 до 300 бар для сверхкритических условий, и 5 л, от 30 до 50 бар для подкритических условий) для особых аналитических методов позволяет при относительно небольших издержках определить оптимальные условия технологического процесса. Результаты испытаний, такие как сбалансированность или технологические потоки для термодинамического или гидравлического расчета экстрактора, при помощи моделирования процесса могут быть впоследствии применены на промышленных установках.

Опытная установка SDA оснащена автоклавами для сверхкритических и подкритических условий

«Пернер Группе» – это ведущее инженерное предприятие в центральной Европе со специализацией в проектировании и строительстве технологических установок для нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической и фармацевтической отраслей, а также в области энергетики и экологии. Компания предлагает следующие технологии: «Битурокс®» по производству битума, технологию по производству формалина и производных, технологию деасфальтизации растворителями, а также ноу-хау в проектах по модернизации технологических установок. В 7 филиалах компании задействованы более 500 специалистов. «Пернер Группе» уже 40 лет успешно работает в области строительства технологических установок, имея в портфолио свыше 2000 выполненных проектов.

«РЭП Холдинг» и компания «Татнефть» заключили договор, направленный на дальнейшее развитие крупномасштабного проекта по строительству комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО» в г. Нижнекамске (Республика Татарстан).

Технология усовершенствованного управления технологическими процессами позволяет увеличить выход светлых нефтепродуктов и экономить энергоресурсы на установках завода

Решения PERMASENSE расширят портфолио Эмерсон в части полномасштабного контроля, добавив к предложению неинтрузивный беспроводной мониторинг коррозии и эрозии

В этом году работу производителей нефтегазового оборудования оценивали 32 нефтегазовые компании России

Ведущий российский провайдер инжиниринговых услуг повышает надежность проектирования за счет использования ПО Intergraph Process, Power & Marine

На протяжении последних нескольких лет неуклонно растет спрос на глубокие отраслевые знания в области проведения остановов и квалифицированные сервисные услуги компании Metso.

Лучшее решение индустрии для управления информацией поможет эффективной эксплуатации нефтехимического комплекса на острове Юронг, Сингапур

Модульная линия заводского изготовления поможет сократить импорт сжиженного нефтяного газа

Инжиниринговая компания «ГазСёрф» осуществит поставку оборудования, шефмонтаж и пуско-наладку УИХ в рамках реконструкции УКПГ «Глебовка»

Http://ogjrussia. com/news/view/partnernews-5

В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее за-

3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи – 300 млн т/год – хватит лишь на 22 года. Запасы ее в последнее десятилетие прак­тически не восполнялись новыми геологическими открытиями ме­сторождений типа Самотлора и к тому же они истощались в ре­зультате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 1999 год темпы прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшились с 1,81 до 0,42. К тому же в ближайшие два-три десятилетия мы об­речены работать с трудно извлекаемыми низко рентабельными запасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. Так, степень вырабо-танности начальных запасов нефти по разрабатываемым место­рождениям Западной Сибири составляет ныне 38,7 %, по Волго-Уральскому региону – 68,8 %, Северному Кавказу – 82 %. (Выра-ботанность наиболее крупных месторождений превысила: Само-тлорского – 68 %, Федоровского – 63, Мамонтовсого – 74, Ро-машкинского – 86 и Арланского – 84 %). С ростом выработаннос­ти естественно растет обводненность добываемой нефти, снижа­ются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность из­влекаемой нефти в среднем по России в настоящее время состав­ляет 82 %. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чем в 5 раз, при этом в некоторых регио­нах (Татнефть, Башнефть, Пермьнефть) их уровень составляет около 5 т/сутки.

Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как и в годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефти в боль­ших объемах (около половины добычи). Не исключено, что если сво­евременно не покончить с ошибочными представлениями о «неисся­каемости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через не­сколько десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природ­ных ресурсов, и последующее поколение россиян будет вынуждено синтезировать ее из твердых горючих ископаемых.

Эффективность переработки добываемой нефти в России, США и странах Западной Европы в 1999 г. показана в табл. 11.5.

Показатели нефтеперерабатывающего комплекса мира, США, Западной Европы и России (за 1999 г.)

Из нее следует, что нефтепереработка России существенно от­стает не только по объему и глубине переработки нефти, но и по пре­вращению ее в моторные виды топлива.

В условиях реально наступающего дефицита нефти и возра­стающих сложностей по ее извлечению из недр земли, а также при наличии в достаточных количествах газового и угольного топлива для сжигания в топках котлов существующая практика нерационального расходования нефтяных ресурсов не может быть оправдана. Нефть должна полностью и без остатка перера­батываться с получением только высококачественных и эколо­гически чистых продуктов, прежде всего моторных топлив, вы­сокоиндексных смазочных масел и сырья для нефтехимического синтеза. Стратегическим направлением развития нефтеперера­ботки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную пе­реработку нефти и значительное сокращение объемов экспорта. При этом тепло – и электроэнергетику России, обладающей боль­шими запасами газа (более трети мировых) целесообразно пере­вести на более экологически чистые и ресурсообеспеченные «го­лубое» и ядерное топлива.

Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, несмотря на многократное принятие государственных программ по

Этой проблеме, практически не повышалась и «застыла» на уровне 64-65 %. Остальная ее треть в виде сернистого и высокосернистого котельных топлив сжигалась и продолжает сжигаться на тепло – и электростанциях, выбрасывая в воздушный бассейн россиян огром­ные количества токсичных оксидов серы и азота. В настоящее вре­мя и в перспективе нет альтернативы рациональному и комплекс­ному использованию нефти и глубокой «безостаточной» ее перера­ботке.

При нынешнем состоянии техники и технологии нефтеперера­ботки отечественные НПЗ способны превратить в моторное топливо лишь дистиллятные фракции нефти, выкипающие до 500 °С (

2/3 ее части) Остальная треть нефти в виде гудрона традиционно ис­пользуется как котельное топливо, битум, нефтяные пеки, сырье кок­сования и т. д.

Непреодолимым до сих пор техническим барьером для глубокой и безостаточной ее переработки являлись проблемы, связанные, во-первых, с избытком углерода и, во-вторых, с повышенным содержа­нием в нефтяных остатках металлов, являющихся необратимыми яда­ми для катализаторов.

Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содер­жит меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усредненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86 % углерода, 12,7 % водорода и 1,3 % гетероатомов (преимуще­ственно серы). Содержание водорода в бензине (с суммарным содер­жанием ароматики 25%) и дизельном топливе составляет соответ­ственно 14 и 13,3 % масс. При соотношении бензин:дизельное топли­во 1:1,5 (характерном для России) содержание Н2 в усредненном мо­торном топливе составит 13,6 %. Следовательно, для превращения нефти в моторные топлива и удаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н2 извне в количестве 1 % масс, на исходную нефть. При этом теоретический выход моторных топлив можно до­вести до 98-99 %. Однако гидрирование высокомолекулярных состав­ляющих нефти (типа мазутов и гудронов) с низким содержанием водорода (в гудроне его

10-11 %) потребует проведения гидроката­литических процессов при температурах

450 °С и чрезвычайно высоких давлениях (20-30 МПа) и с исключительно большими рас­ходами дорогих катализаторов из-за быстрого их отравления метал-

Лами, сконцентрированными в нефтяных остатках. Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработки нефтяных ос­татков экономически и технически бесперспективны для отечествен­ной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы (например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углубленной пе­реработки деасфальтизированных и деметаллизированных нефтя­ных остатков или высококипящих дистиллятных фракций нефти типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей

В мировой нефтепереработке преобладают технологические про­цессы, основанные на удалении из нефтяных остатков избытка уг­лерода и перераспределении содержащегося в исходной нефти водо­рода. Расчеты по балансам водорода показывают, что для производ­ства моторных топлив теоретически потребуется удалить из усред­ненной нефти 5,3% стопроцентного углерода или 5,5% углерода в виде нефтяного кокса, кокса на катализаторе, адсорбенте или кон­такте. Таким образом, предельный выход моторных топлив из ус­редненной нефти составит -93 %.

Фактический выход моторных топлив будет обусловливать­ся качеством перерабатываемой нефти, прежде всего элемент­ным, фракционным и химическим ее составом. Разумеется, при переработке легких нефтей или газоконденсатов этот показатель будет выше 93 %, а из тяжелых сернистых и высокосернистых нефтей (типа арланской) выход моторных топлив составит не более 90 %

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет ква­лифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы – глубоковакуумной перегонки) с высоким содер­жанием асфальтосмолистых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных зат­рат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограни­чиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котель­ное топливо.

Из процессов глубокой химической переработки гудронов, осно­ванных на удалении избытка углерода, в мировой практике наиболь­шее распространение получили следующие:

1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производ­ства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое

Сырье для последующего изготовления анодов, графитированных электродов для черной и цветной металлургии, а также низкокаче­ственных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводород­ных газов;

2) термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непре­рывный процесс коксования в кипящем слое (за рубежом – флюид-крекинг, целевым назначением которого является получение дистил­лятных фракций, газов и побочного порошкообразного кокса, исполь­зуемого как малоценное энергетическое топливо;

3) комбинированный процесс ТКК с последующей парокисло-родной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (про­цесс «Флексикокинг» с получением кроме дистиллятов синтез-га­зов;

4) процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтя­ных остатков после их предварительной деасфальтизации и деме-таллизации (ДА и ДМ) посредством следующих некаталитических процессов:

– сольвентной ДА и ДМ (процесс «Демекс» фирмы «ЮОП», «Розе» фирмы «Керр-Макги» и др) с получением деасфальтизатов с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов и трудноутили-зируемого остатка – асфальтита; они характеризуются высокой энер­гоемкостью, повышенными капитальными и эксплуатационными зат­ратами; – процессы термоадсорбционной ДА и ДМ (процессы «APT» США, в Японии «НОТ» и «ККИ» и др.) с получением облагороженно­го сырья для последующей каталитической переработки;

– высокотемпературные процессы парокислородной газифика­ции тяжелых нефтяных остатков с получением энергетических или технологических газов, пригодных для синтеза моторных топлив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы ха­рактеризуются исключительно высокими капитальными и эксплуа­тационными затратами.

Перечисленные выше процессы, за исключением замедленного коксования, не предусматриваются в государственных программах строительства и развития нефтепереработки России на ближайшую перспективу. В то же время на многих НПЗ страны осуществляется строительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отме­тить, что в этом процессе не происходит удаление избыточного угле­рода гудрона, осуществляется лишь незначительное снижение вяз-

Кости остатка, ЧтоПозволяет несколько уменьшить расход дистил-лятного разбавителя при получении котельного топлива.

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы, по мнению автора кни­ги, термоконтактные процессы, осуществляемые при повышен­ных температурах крекинга и малом времени контакта на по­верхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталити­ческую переработку.

Http://vikidalka. ru/1-104640.html

А. Ф. Ахметов (член. – корр. АН РБ, д. т.н., проф., зав. каф.), Ю. В. Красильникова (асп.)

Деметаллизация тяжелых нефтяных остатков – основная проблема глубокой переработки нефти

Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра технологии нефти и газа 450 062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1- тел. (347) 2 431 535, e-mail: tng@mail. ru

Removal of metals from the heavy oil rests – the basic problem of deep oil refining

Ufa State Petroleum Technological University 1, Kosmonavtov Str, 450 062 Ufa, Russia – ph. (347) 2 431 535, e-mail: tng@mail. ru

Обсуждается проблема увеличения глубины переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах России за счет развития деструктивных процессов переработки тяжелых нефтяных остатков, которые характеризуются повышенным содержанием металлов и асфальтенов. Приводится классификация основных типов нефтяных остатков и рассмотрены основные деструктивные и недеструктивные способы их переработки, достоинства и недостатки этих способов.

Ключевые слова: асфальтены – глубина переработки нефти – тяжелый нефтяной остаток – удаление металлов.

In article the problem of increase in depth of oil refining at oil refining factories of Russia at the expense of development of destructive processes of processing of the heavy oil rests, which are characterized by the raised maintenance of metals and asphaltenes is discussed. Classification of the basic types of the oil rests is resulted and the basic destructive and nondestructive ways of their processing, merits and demerits of these ways are considered.

Key words: depth of oil refining – the heavy oil rests – removal of metals – asphaltenes.

Наибольшая доля топлива, производимого на нефтеперерабатывающих заводах, вырабатывается на установках каталитического крекинга, каталитического риформинга и гидрокрекинга. Основными требованиями, предъявляемыми к сырью для этих процессов, являются отсутствие металлов и смолисто – асфальтеновых веществ.

В настоящее время Россия — ведущий в мире производитель и экспортер мазута. В 2004 г. увеличение производства мазута и развитие первичной переработки было вызвано введением благоприятной дифференцированной экспортной пошлины на светлые и темные нефтепродукты. По данным на 1 мая 2009 г. экспортная пошлина на нефть составляла 137. 7, на светлые нефтепродукты — 105. 1, а на темные — 56.6 долл. /т. Одновременное сокращение потребления мазута в России привело к увеличению его экспорта, что оказалось нерентабельным. Возникла необходимость переработки мазута.

Тенденция к снижению потребления мазута в качестве топлива в мире вызвана его заме-

Ной природным газом, ужесточением экологических требований — запретом в странах ЕС потребления мазута с содержанием более 1% серы, а также экономическим аспектом — набор продуктов, полученных из мазута, имеет гораздо более высокую стоимость, чем сам мазут.

По мере углубления переработки нефти в производстве топочных мазутов будут происходить следующие изменения: потребление

Если в настоящее время основную массу мазута составляют остатки атмосферной перегонки, с удовольствием закупаемые западными компаниями, то в будущем мазуты будут представлять собой смесь остатков каталитического крекинга, висбрекинга, асфальта деасфальти-зации и тяжелых дистиллятных фракций вторичных процессов. Как продукт для экспорта, они будут представлять меньший интерес и будут реализовываться на внутреннем рынке 2.

Кроме нерационального использования нефтяного сырья, сжигание топлива приводит к загрязнению окружающей среды, что ухудшает экологическую обстановку. При горении топлива в топках котельных установок ТЭЦ в атмосферу выбрасывается токсичные соединения металлов: за полный жизненный цикл ТЭЦ количество выведенного с мазутом V2O5 составляет 19.2 тыс. т и 51% от него (до 50 г/т мазута) уносится с дымовыми газами. V2O5 относится к первому классу опасности вредных для человека веществ: его среднесуточная ПДК равна 0. 002 мг/м3 3. Поэтому проблема переработки мазута является важной задачей российской нефтепереработки. В настоящее время в России сложилась глубина переработки не более 71. 5%, в то время, как в странах Западной Европы — 85%, а в США — 95% 4.

На зарубежных заводах остаточные продукты нефти, в том числе и гудрон, подвергаются, как правило, дальнейшей переработке с получением дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

Концентрация металлов и смолисто-ас-фальтеновых веществ в тяжелых нефтяных остатках в 2−4 раза выше, чем в нефти. Металлы в них представлены в основном ванадием и никелем, которые находятся в виде металлоор-ганических соединений непорфиринового характера, а меньшая их часть — в виде металло-порфириновых комплексов (25% от общего содержания металлов в остатке). Термическая устойчивость свободных порфиринов сравнительно умеренная, однако с введением в их молекулу металла она возрастает, что требует более высокую температуру для их разрушения.

Существует прямая зависимость содержания ванадия и никеля в нефтяных остатках от количества серы и азота в них (рис. 3, 4) 5. В высокосернистых остатках порфирины представлены в основном комплексами с ванадием, в малосернистых — с никелем.

Наиболее доступным способом подготовки сырья для каталитических и гидрогенизацион-ных процессов является вакуумная перегонка, в результате которой получают остаток — гудрон, в котором концентрируются металлы и смоли-сто-асфальтеновые вещества. В России гудрон является сырьем для производства котельных топлив. Для получения товарного котельного топлива его компаундируют с дистиллятными фракциями или подвергают висбрекингу с целью снижения его вязкости. Таким образом, производство мазута в России является основным способом выделения металлов и смолисто-асфальтеновых веществ из нефти.

Рис. 3. Зависимость содержания ванадия в остатках от серы в нефти

Рис. 4. Зависимость содержания никеля в остатках от содержания серы в нефти

Переработка тяжелых нефтяных остатков с высоким содержанием металлов и асфальте-нов значительно затрудняет их использование в процессах каталитического крекинга и гидрокрекинга, так как приводит к необратимой дезактивации катализаторов. Образующиеся при переработке неорганических соединений ванадия ванадаты натрия также способствуют интенсивному золовому заносу и высокотемпературной коррозии поверхностей оборудования, снижению срока службы турбореактивных, дизельных и котельных установок, газовой коррозии активных элементов газотурбинных двигателей 6.

Сырье с высоким содержанием металлов и асфальтенов может быть переработано в деструктивных и сольвентно-адсорбционных процессах. В результате этого большинство металлов и асфальтенов переходят в остаточные продукты, такие, как асфальт, кокс, крекинг-остатки, а оставшаяся часть является сырьем каталитического крекинга и гидрокрекинга (табл. 1).

По содержанию металлов и асфальтенов тяжелые нефтяные остатки нефти сгруппированы в четыре основных типа, характеризующиеся следующими показателями (табл. 2) 5.

Выделяют два основных способа переработки тяжелых нефтяных остатков: первый — прямая каталитическая или термическая обработка с получением целевых продуктов – второй — предварительная деметаллизация и затем дальнейшая их переработка. Рассмотрим, в каких процессах целесообразно перерабатывать тяжелые нефтяные остатки нефти различных типов (табл. 3).

Остатки I типа перерабатываются в процессах гидрокрекинга со стационарным двойным слоем катализатора и каталитического крекинга лифт-реакторного типа с пассивацией металлов и отводом тепла в регенераторах.

Остатки II, III типа перерабатывают в процессе гидрокрекинга со стационарным слоем катализатора только после предварительной деасфальтизации и смешения деасфальти-зата с вакуумным газойлем, а также в процессе каталитического крекинга с двухступенчатым регенератором и отводом избытка тепла без предварительной подготовки, но при повышенном расходе металлостойкого катализатора и с пассивацией отравляющего действия металлов сырья.

Остатки IV типа используются в процессах только после предварительной деметалли-зации.

Непосредственно остаточное сырье всех типов можно переработать в таких процессах, как флексикокинг, флюидкокинг, замедленное коксованиие, висбрекинг и деасфальтиза-ция. Однако процессы флексикокинга и флю-идкокинга получили ограниченное распространение вследствие больших капитальных и эксплуатационных затрат.

Тяжелые нефтяные остатки, отнесенные к типу I и II, пригодны для получения продукта с содержание серы до 0. 2−0.3%, тип III до 0. 5−0.7%, тип IV — 0. 7−1.0% 5.

В табл. 4 приведен материальный баланс процессов, перерабатывающих тяжелые нефтяные остатки.

В случае раздельной переработки вакуумного дистиллята и гудрона количество наиболее трудноперерабатываемого сырья сокращается не менее, чем в 2 раза по сравнению с вариантом переработки мазута.

Однако, ни один из используемых в настоящее время процессов переработки тяжелых нефтяных остатков с высоким содержанием металлов не обладает абсолютным преимуществом, так как жестко привязан к составу сырья и конкретным условиям, прежде всего экономическим.

Как основное достоинство термических процессов переработки тяжелых нефтяных остатков следует отметить меньшие, по сравнению с каталитическими процессами, капитальные вложения и эксплуатационные затраты, а также их сырьевую уникальность, прежде всего по отношению к коксуемости и содержанию металлов перерабатываемого сырья. Главный недостаток — низкое качество получаемых продуктов, а для процессов термического крекинга и висбрекинга еще и ограниченная глубина превращения. Для повышения эффективности этих 2-х процессов можно рассмотреть вариант реконструкции установок с перепрофилированием их на технологию замедленного коксования.

Процесс замедленного коксования — один из самых распространенных методов переработки тяжелых нефтяных остатков с высоким содержанием в них металлов. Степень деме-таллизации в этом процессе достигает 95−98%. Однако, главным препятствием для повсеместного внедрения процессов коксования является большой выход (до 30% на сырье, 15% на нефть) кокса с 5−7% серы и большим количеством тяжелых металлов и золы, что мешает использовать его для производства электродных изделий.

Классификация основных процессов деструктивной переработки тяжелых нефтяных остатков 7,8

Способ удаления Экстракционный Адсорбционный Каталитический Гидрогенизационный Термический Комбинированный

Суть удаления Удаление металлов в составе смолисто-асфальтеновых веществ, отделяемых от нефтяного сырья с помощью коагулянтов Выделение металлов из нефтяного сырья с помощью адсорбентов, дополняемое термообработкой Разрушение металлсодержащих соединений в присутствии расщепляющего катализатора и осаждение металлов на нем Разрушение металлсодержащих соединений гидрогенизационной переработкой и осаждение металлов на катализаторе Термическое разрушение металлосо-держащих соединений и концентрирование металлов в остатках термолиза, в коксе Разрушение металлсодержащих соединений гидрогенизационной переработкой без катализатора

Название процесса Деасфальтизация растворителями Адсорбционная очистка Селективная очистка Адсорбционно-каталитическая очистка Каталитический крекинг Гидроочистка Гидрокрекинг Висбрекинг Термический крекинг Замедленное коксование Термоконтактный крекинг без газификации кокса (флюид-кокинг) и с газификацией кокса (флексикокинг) Гидровисбрекинг Гидрококсование Гидропиролиз Донорно-сольвентный крекинг

Типы ТНО Остаток Содержание металлов (У+1Ч1), г/т Содержание асфальтенов, %

Продукты Замедленное коксование Флюидкокинг Флексикокинг Деасфальтизация Висбрекинг + Вакуумная перегонка Гидрокрекинг

Значительно более высокие параметры выхода и качества дистиллятных продуктов и газа характерны для каталитических и гидрокаталитических процессов. Однако им присущи значительные как капитальные, так и эксплуатационные затраты, связанные с большим расходом катализатора и водорода. Кроме того, они приспособлены к переработке лишь сравнительно благоприятного по содержанию гетеропримесей, металлов и коксуемости сы-

Рья, в этих процессах можно переработать тяжелые нефтяные остатки только после предварительной деметаллизации, сольвентными, адсорбционными процессами и термоадсорбционными процессами. Однако сольвентные процессы характеризуются высокой энергоемкостью, повышенными эксплуатационными и капитальными затратами, они приводят к образованию еще более тяжелого асфальтового остатка, чем гудроны. Термоадсорбционные процессы

Компания Вис-бре-кинг Каталитический крекинг Гидрокрекинг Кок-сование Деас-фаль-тиза-ция

* с микросферическим катализатором (1А/1М, ГК-3, Г-43−107, 43−103) — ** 11 установок с шариковым катализатором (43−102).

В последнее время наблюдается тенденция к разработке процессов промежуточного типа между термическими и каталитическими, так называемых гидротермических процессов, таких как гидропиролиз, гидрококсование, гидровисбрекинг, донорно-сольвентный крекинг, однако они ограничены глубиной конверсии, но лишены ограничений в отношении содержания металлов в тяжелых нефтяных остатках 8.

Как видно из табл. 5, ведущие страны мира — США и Япония довели мощности процесса коксования до 16.2 и 23.4% соответственно от первичной переработки, в России же пока на долю этого процесса приходится 2. 5% (табл. 6).

На Уфимской группе заводов глубина переработки достигает 90%, что соответствует мировым показателям. Такой уровень обеспечен во многом наличием в Уфе мощной научно-исследовательской и проектной базы в лице УГНТУ, ИНХП и Башгипронефтехим по работам, в которых выполнены реконструкции и строительство основных установок глубокой переработки нефти. Произведены реконструкции установок висбрекинга на всех заводах уфимской группы, установки деасфальтиза-ции остатков в сверхкритических условиях на ОАО «Уфанефтехим», установки замедленного коксования ОАО «Новойл», а также строительство замедленного коксования на ОАО «Уфанефтехим». Однако основным процессом, радикально повышающим глубину переработки нефти и на уфимской группе заводов, является процесс замедленного коксования.

Этот процесс является единственным доступным способом, позволяющим переработать нефтяные остатки любых типов и дополнительно получать сырье для каталитических и гидроге-низационных процессов.

2. Галиев Р. Г. , Хавкин В. А. , Данилов А. М. // Мир нефтепродуктов.- 2009.- № 2.- С. 3.

3. Гарифзянов Г. Г. , Гарифзянова Г. Г. // Химия и технология топлив и масел.- № 4.- 2006. – С. 24.

4. Хавкин В. А. , Галиев Р. Г. , Гуляева Л. А. , Пугач И. А. // Мир нефтепродуктов.- 2009. -№ 3.- С. 15.

5. Берг Г. А. , Хабибуллин С. Г. Каталитическое гидрооблагораживание нефтяных остатков. – Л.: Химия, 1986.- 192 с.

8. Валявин Г. Г. , Суюнов Р. Р. , Ахметов С. А. , Валявин К. Г. Современные и перспективные термолитические процессы глубокой переработки нефтяного сырья.- С. – Пб.: Недра, 2010.- 223 с.

11. Хавкин В. А. , Гуляева Л. А. , Виноградова Н. Я. , Шмелькова О. И. // Мир нефтепродуктов. –

12. Капустин В. М. , Чернышева Е. А. // Мир нефтепродуктов.- 2009.- № 9−10.- С. 20.

13. Султанов Ф. М. Энергосберегающая технология сольвентной деасфальтизации нефтяных остатков: Дис. … докт. техн. н.- Уфа, 2007.- 313 с.

Http://xn—-8sbemlh7ab4a1m. xn--p1ai/work/486169/Demetallizaciya-tyazhelyx-neftyanyx-ostatkov

1.Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения

4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

9.Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

Снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

Контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т. д.;

Конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть

Уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

Подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.

Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ Ÿ Н2О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков [3].

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

1 Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Показатели качества Девонской нефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел с ИВі90 и температурой застывания Ј-15°С в нефти нет.

Таким образом производство базовых масел, т. е. получение узких масляных фракций на установке АВТ является не целесообразным.

Девонская нефть с массовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20оС 889,5 (тип 3, тяжелая), концентрации хлористых солей 119 мг/дм3, массовой долей воды 0,67 % (группа 3), массовой долей сероводорода 24 ррm (вид 2) обозначается «3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002». Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.» только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиям экспортного варианта – тип 3).

Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.

Девонской нефть содержит в основном тяжёлые газы, т. е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т. к. содержание этана в нём будет <5 %).

В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива) или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка.

В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.

Из Девонской нефти получаем дизельные фракции 180-230°С и 230-360°С. Фракция 180-360°С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо. Фракцию 180-230°С можем использовать как компонент зимнего ДТ. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижения содержания серы [4].

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Девонской нефти и их применение

Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов Девонской нефти

Данные табл. 2.4 показывают нецелесообразность получения узких масляных фракций из Девонской нефти, т. к. получение базовых масел с ИВ≥90 невозможно из-за их отсутствия. Поэтому после выхода из вакуумной колонны и блока теплообменников потоки объединяем и направляем широкую масляную фракцию (ШМФ) на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (tнк

550°С). Мазут поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.

Мазут и гудрон применяются в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов, т. к. Девонская нефть отвечает требованиям:

Где А, С, П – содержание асфальтенов, смол и парафинов в нефти соответственно [4].

Остатки Девонской нефти из-за повышенной вязкости (ВУ > 16) могут быть применены в качестве компонентов котельных топлив только после их переработки на установке висбрекинга.

3 Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей Ј1 мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [13]. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т. к.

Где 119 – содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 2.1).

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Для девонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

Откуда В=16,85 л/м3 нефти или 1,685 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% об.), т. е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя – в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г/т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

Схему 1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае – 13,5%(масс.). Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В схеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций снижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т. е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 (рис. 3.1.) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой.

В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С2-С4 и фракция нк-140 0С – нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3 для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяет полностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствие чего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшается металлоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, в колонне К-1 наряду с газами С2- С4 удаляются солёная вода и коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранность последующего ректификационного и теплообменного оборудования.

В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

В основной атмосферной колонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140оС; фракции 140-180 0С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140оС объединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию 180-230°С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или в смеси с фракцией 230-360°С как летнее дизельное топливо – в этом случае фракции объединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракций применяем стриппинги.

Данная схема, в случае необходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-180 0С+180-230°С), что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.

В низ колонны подается водяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основной атмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее и нижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140оС сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блок стабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае – одна колонна четкой ректификации, что соответствует заданию. В колонне К-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура в низу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции через испаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70оС) и каталитического риформинга (70-140оС).

Из-за отсутствия в нефти растворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практически невозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропана до 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки и рефлюкс.

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 єС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)

Http://refeteka. ru/r-147213.html

Добавить комментарий