Переработка нефти и конденсата

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на совре­менных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на от­дельных или комбинированных крупнотоннажных технологических уста­новках, предназначенных для получения различных компонентов или ас­сортиментов товарных нефтепродуктов.

Существует три основных направления переработки нефти: 1) топливное; 2) топливно – масляное и 3) нефтехимическое или комплекс­ное (топливно – нефтехимическое или топливно – масляно – нефте­химическое).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатывается на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Техноло­гическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефте­продуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55-60 % масс. Выход котельного топлива составляет 30-35 % масс.

При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их про­изводство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к ми­нимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70-90 % масс.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с мотор­ными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для произ­водства последних подбирают обычно нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учетом их качества.

Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (аро­матические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Выбор конкретного направления, соответственно схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов, обуслов­ливается, прежде всего, качеством нефти, ее отдельных топливных и мас­ляных фракций, требованиями на качество товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического района.

Http://studopedia. su/2_48681_pererabotka-nefti-i-gazovogo-kondensata. html

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических углеводородов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводородных соединений. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:

1.3 – экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются:

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.1 – термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);

2.1.2 – термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1 – гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);

2.2.2 – гомолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производство водорода и синтез газов, метанола, элементной серы);

2.2.3 – гидрокаталитические, протекающие по механизму бифункционального (сложного) катализа (гидроочистка, гидрообессеривание, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).

Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ – электрообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (АТ – атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки.

Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию: гидроочистке от гетероатомных соединений, а бензины – каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов – сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.).

Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ – вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350…500 °С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.)

Остаток вакуумной перегонки – гудрон – служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает исключительно большой ассортимент (более 500 наименований) газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов. Требования к ним весьма разнообразны и диктуются постоянно изменяющимися условиями применения или эксплуатации того или иного конкретного нефтепродукта.

В основу классификации товарных нефтепродуктов могут быть положены различные принципы, например, по фазовому составу или способу их производства. Поскольку требования как к объему производства, так и к качеству товаров диктуют их потребители, то принято классифицировать нефтепродукты по их назначению, т. е. по направлению их использования в отраслях народного хозяйства.

В соответствии с этим различают следующие группы нефтепродуктов:

Моторные топлива В зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на: 1.1. Бензины авиационные и автомобильные.

3.1.2. Трансмиссионные и осевые для смазки автомобильных и тракторных гипоидных трансмиссий (зубчатых передач различных типов) и шеек осей железнодорожных вагонов и тепловозов.

3.1.3. Индустриальные масла для смазки станков, машин и механизмов различного промышленного оборудования, работающих в разнообразных условиях и с различной скоростью и нагрузкой. По значению вязкости их подразделяют на легкие (швейное, сепараторное, вазелиновое, приборное, веретенное, велосит и др.), средние (для средних режимов скоростей и нагрузок) и тяжелые (для смазки кранов, буровых установок, оборудования мартеновских печей, прокатных станов и др.).

3.1.4. Энергетические масла (турбинные, компрессорные и цилиндровые) – для смазки энергетических установок и машин, работающих в условиях нагрузки, повышенной температуры и воздействия воды, пара и воздуха.

Несмазочные (специальные) масла предназначены не для смазки, а для применения в качестве рабочих жидкостей в тормозных системах, в пароструйных насосах и гидравлических устройствах, в трансформаторах, конденсаторах, маслонаполненных электрокабелях в качестве электроизолирующей среды (трансформаторное, конденсаторное, гидравлическое, вакуумное). К ним также относятся вазелиновое, медицинское, парфюмерное, смазочно-охлаждающие жидкости и др.

4.3. Нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные, волокнообразующие и специальные).

5.1. Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы, нафталин и др.).

5.2. Сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, олефинсодержащие газы и др.).

5.3. Парафины и церезины. Вырабатываются жидкие (получаемые карбамидной и адсорбционной депарафинизацией нефтяных дистиллятов), и твердые (получаемые при депарафинизации масел). Жидкие парафины являются сырьем для получения белкововитаминных концентратов, синтетических жирных кислот и поверхностно-активных веществ.

6.2. Консистентные смазки (антифрикционные, защитные и уплотнительные).

В потреблении нефтепродуктов более 50 % в настоящее время составляют моторные топлива. Так, ежегодно в мире потребляется более 1,5 млрд т моторных топлив, сжигаемых в многомиллионных двигателях внутреннего сгорания (ДВС), установленных в автомобильных, железнодорожных и авиационных транспортных машинах, речных и морских судах, сельскохозяйственной, строительной, горнорудной и военной технике. Естественно, в структуре НПЗ преобладают технологические процессы по производству моторных топлив, а также моторных масел.

Всю совокупность свойств нефтепродуктов, определяющих их качество, можно подразделить на следующие три группы:

К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние и состав нефтепродуктов (плотность, элементный, фракционный и групповой углеводородный составы, вязкость, теплоемкость и т. д.). Они позволяют косвенно судить о том или ином эксплуатационном свойстве. Например, по фракционному составу судят о пусковых свойствах бензинов, по плотности реактивного топлива – о дальности полета и т. д.

Эксплуатационные свойства нефтепродуктов призваны обеспечить надежность и экономичность эксплуатации ДВС, машин и механизмов, характеризуют полезный эффект от их использования по назначению и определяют область их применения (например, испаряемость, горючесть, воспламеняемость, детонационную стойкость, прокачиваемость, смазочную способность и др.).

Технические свойства нефтепродуктов (физическая и химическая стабильность, токсичность, пожаро – и взрывоопасность, коррозионная активность и др.) проявляются в процессах их хранения, транспортирования и длительной эксплуатации.

Http://cyberpedia. su/9x6e6a. html

Переработка газовых конденсатов, более легких по фракционному составу, чем нефть, занимает промежуточное положение-между переработкой попутных газов и нефти.  [1]

Налажена переработка газового конденсата как на самостоятельных установках ( Шебелинский промысел), так и на комбинированных установках одновременно с отбензиниванием газа.  [2]

При переработке сернистых газовых конденсатов наблюдается Iинтенсивная коррозия оборудования установок первично.  [3]

Использование иди переработка газовых конденсатов, полученных на компрессорных станциях, позволит в комплексе решит важные народнохозяйственные задачи рационального использования природных ресурсов и охраны окружающей среда.  [4]

В случае переработки газового конденсата или нефти с большим содержанием газа в состав АВТ включают оборудование по выделению газовой фазы, состоящей в основном из пропана и бутанов. Дополнительное оборудование состоит из первой атмосферной колонны, в которую нефть поступает после прохождения теплообменников. С верха колонны отгоняется фракция н. к. – 85 С и свободные газы.  [5]

Температура застывания продуктов переработки газовых конденсатов в зависимости от вязкости У до описывается зависимостью, полученной ранее применительно к фракциям и продуктам переработки сернистых нефтей. С и характерны для более высококипящих фракций.  [6]

Температура вспышки продуктов переработки газовых конденсатов в зависимошти от плотности и температуры начала кипения фракций газовых конденсатов различных месторождений также описывается зависимостью, полученной ранее применительно к фракциям и продуктам переработки нефтей. Точность определения значений температур-вспышки составляет для компонентов, выде-деленных из астраханского конденсата 1 89 4 1 при максимальных отклонениях 6 – 8 С для более высококипящих продуктов, для компонентов карачаганакского конденсата 2 83 – 2 98 при максимальных 5 – 6 С.  [7]

Температура застывания продуктов переработки газовых конденсатов в зависимости от вязкости У до описывается зависимостью, полученной ранее применительно к фракциям и продуктам переработки сернистых неф-гей. Максимальные отклонения составляют 5 – 7 С и характерны для более высококипящих фракций.  [8]

Температура вспышки продуктов переработки газовых конденсатов в зависимости от плотности и температуры начала кипения фракций газовых конденсатов различных месторождений также описывается зависимостью, полученной ранее применительно к фракциям и продуктам переработки нефтей.  [9]

Шебелинское отделение по переработке газового конденсата и нефти является завершающим технологическим звеном в процессах добычи, подготовки и переработки газа и конденсата, которые осуществляются компанией ДК Укргазвыдобування. На предприятии выпускают в ассортименте автомобильные бензины, дизельное топливо, нефтяные растворители, мазут и битум.  [10]

Поскольку получающееся при переработке газовых конденсатов дизельное топливо не нуждается в гидроочистке, неиспользуемый богатый водородом газ платформинга может быть направлен для получения синтетического аммиака или других продуктов. Водород, извлекаемый из этого газа, сравнительно дешев; поэтому эффективность его использования, даже на установках относительно небольшой мощности, будет достаточно высокой.  [11]

Комплексная схема позволяет осуществить практически бозоста-точную переработку сернистых газовых конденсатов и однотипных с ними нефтей с получением широкого ассортимента товарной продукции при достаточно надежной работе оборудования и минимальном воздействии на окружающую среду. Изложенные здесь основные принципы создания комплексной схемы подготовки и переработки сернистых газовых конденсатов рекомендуется применять при разработке базовой технологии всех однотипных по составу и свойствам газовых конденсатов и нефтей из сероводородсодержащих месторождений.  [12]

Свои проблемы существуют при переработке газового конденсата ( УП), которая обычно совмещается с переработкой газа. На рис. 6.4 показаны общие схемы переработки трех наиболее известных в стране газовых конденсатов. Объединяющим принципом для них является начальная их дистилляция на фракции с последующим облагораживанием фракций – гидроочисткой от серосодержащих соединений и каталитическим риформингом ( ароматизацией) бензиновой фракции.  [13]

Газоконденсатные моторные топлива получают переработкой газовых конденсатов по технологии, аналогичной нефтепереработке; газоконденсатные бензины для повышения октанового числа подвергают каталитич. С), в них необходимо вводить противоизносные присадки. Один из видов А.  [14]

Представлены данные но различным стадиям переработки сернистых газовых конденсатов на примере оренбургского. В комплексной схеме заложен, типовые процессы вторичной переработки, включающие глубоковакуумную пзрогонку, каталитический крекинг гидроочистку вакуумного газойля и остатка атмосферной перегонки. Рассмотрены варианты использования остатков для коксования. Разработанная схема обеспечивает безостаточную переработку.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id251483p1.html

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

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на со­временных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической пере­работки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных тех­нологических процессах (установках, цехах), предназначенных для получения различных компонентов или ассортиментов товарных неф­тепродуктов.

– нефтехимическое или комплексное (топливно-нефтехимическое или топливно-масляно-нефтехимическое).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка неф­ти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается не­большим числом технологических процессов и небольшим ассортимен­том нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превы­шает 55 …60 % мас. и зависит в основном от фракционного состава пере­рабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30…35%мас.

При глубокой переработке стремятся получить максимально высо­кий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а так­же нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до70…90%мас.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с мо­торными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних подбирают обычно нефти с высоким потенци­альным содержанием масляных фракций с учетом их качества.

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтя­ного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей

Http://helpiks. org/4-73345.html

В процессе буровых работ из газовой смеси, находящейся в залежах, образуется бесцветная или же слабоокрашенная жидкость — это газовый конденсат. Он представляет собой смесь углеводородов жидкого типа. Содержание жидкой части в кубометре конденсата колеблется в пределах 10–700 кубических сантиметров (по массе — 5–10 граммов на тот же объём). Своим названием данная фракция обязана механизму её образования — путём конденсации из природных газов.

Как и любой конденсат, газовый также выпадает в момент перехода вещества из газообразного в жидкое ввиду снижения давления и температуры. В данном случае в роли сжижающихся веществ выступают тяжёлые углеводороды, содержащиеся в пластах. В естественных условиях залежи бензино-керосиновых фракций и более высокомолекулярных компонентов находятся под давлением до 60 МПа, при бурении же оно резко снижается. Основная масса данного сырья извлекается на газоконденсатно-нефтяных и чистых газоконденсатных месторождениях. Конденсат, хоть и в гораздо меньших количествах, образуется при переработке попутного нефтяного газа при сепарации «чёрного золота» в промышленных условиях.

Залежи газового конденсата бывают первичными и вторичными. Первые находятся на глубинах более 3,5 километра, в их образовании не принимают участие скопления нефти. В свою очередь, вторичные залежи возникают при обратном испарении нефтяного сырья. Кроме этого, залежи газоконденсата классифицируются по степени насыщенности. Так, отличительным свойством насыщенных пластов является идентичность показателей давления в недрах и давления начала конденсации. Ненасыщенные залежи характеризуются уровнем пластового давления, величина которого больше отметки, при котором начинается процесс конденсации.

Добыча газового конденсата: 1 — углеводородные залежи; 2 — подача газожидкостной смеси на перерабатывающий завод; 3 — охлаждение и низкотемпературное разделение; 4 — полученный в результате сепарации газ поступает потребителям; 5 — конденсат поступает на НПЗ для дальнейшей переработки

Добыча газового конденсата сопряжена с определёнными технологическими трудностями. Дело в том, что при переходе в жидкое состояние углеводороды остаются в каналах породы, извлечение сырья из которых очень трудоёмко. Для предотвращения «застревания» конденсата в недрах операторам добычи приходится поддерживать обычное для залежей давление искусственным путём. В настоящее время не выработано эффективного метода максимального извлечения конденсата, применяется по большей мере технология обратной закачки газа в пласт после его отбензинивания, то есть отфильтровывания наиболее ценных компонентов.

Газовый конденсат является полноценным полезным ископаемым и не уступает ни по своему значению для экономики, ни по богатому набору ценных компонентов чистому природному газу и нефти. Впрочем, по составу конденсат намного ближе к нефтяному сырью, чем к «голубому топливу». Именно поэтому добывающие компании в обязательном порядке дополнительно указывают количество газового конденсата в своей отчётности о разработке месторождений углеводородов. Хотя в основном конденсат добывается операторами газовых месторождений, на профессиональном жаргоне он получил знаменитое название — «белая нефть».

Основные сферы применения газоконденсата — это производство топлива и продуктов нефтехимии. В топливном сегменте из конденсата производится готовое к применению горючее в широком ассортименте — от бензинов популярных марок до топлива для котельных. В частности, производится бензин Аи-80, Аи-92, Аи-95. Бензиновое горючее, которое получается из газового конденсата, обладает низкой детонационной стойкостью, поэтому в производственном процессе приходится дополнительно использовать антидетонаторы.

Также из конденсата производится широкофракционное топливо для дизелей быстроходных транспортных средств, которое может использоваться в суровом климате — температуре до минус 30 градусов по Цельсию. Кроме того, выпускается газоконденсатное топливо с присадками, пригодное для использования в условиях ещё больших холодов. Для получения горючего зимнего применения газоконденсат проходит процедуру депарафинизации, в противном случае топливо имеет высокую температуру застывания и помутнения, то есть может использоваться лишь в летний период.

Для удовлетворения потребностей промышленных и коммунально-бытовых предприятий в топливе из конденсата вырабатывают технические пропан, бутан и их смеси. В нефтехимической сфере газоконденсатное сырьё выступает в роли базы для получения ароматических углеводородов (ксилола, олуола, бензола) и олефинов — составляющих для дальнейшего производства волокон, смол, каучука и пластмасс. В роли сырьевых компонентов выступают выделяемые из конденсата изопентановая, пентан-гексановая фракции и те же смеси бутана и пропана.

Для получения упомянутых продуктов добытый газовый конденсат отправляется на переработку. Производственный процесс предусматривает в первую очередь превращение нестабильного газоконденсата в стабильный. Последний отличается тем, что он не содержит растворенных газов. Такие газы — это в основном фракции бутана и метана — образуются в составе сырья при добыче, когда давление снижается до уровня в 4–8 МПа по мере выборки основных объёмов конденсата.

На перерабатывающих мощностях конденсат доводится до нужного состояния с помощью процедуры дегазации и очистки от примесей. Полученное стабильное сырьё в зависимости от места, где его производят, подразделяется на промысловый (если переработка осуществляется рядом со скважиной) и заводской (отправляемый на газоперерабатывающие заводы). Нестабильный конденсат после прохождения деэтанизации транспортируется под собственным давлением по магистралям-конденсатопроводам. После прибытия на ГПЗ такой исходный материал подвергается первичной переработке, в результате которой получаются бензин, дизельное топливо, сжиженные газы, мазут.

Типовой алгоритм переработки нестабильного конденсата выглядит так:

    После извлечения из недр смесь транспортируется на установку комплексной подготовки. С помощью установки осуществляется сепарация конденсата и газовой части. Газ, полученный в результате сепарации, подаётся до врезки в газопровод магистрального типа, а оттуда передаётся потребителям. Конденсат, в свою очередь, перекачивается до врезки конденсатопровода, откуда подаётся к другой установке, предназначенной для подготовки сырья к транспортировке. Установка подготовки сырья производит деэтанизацию конденсата. Продукты переработки распределяются следующим образом: деэтанизированный конденсат (84%), газ деэтанизации (14,7%). На потери приходятся ещё 1,3%. Далее газ деэтанизации, как и газ сепарации, подаётся в газопроводы и транспортируется потребителям. Деэтанизированный конденсат поступает в конденсатопровод и отправляется на стабилизационный завод. Уже там сырьё перерабатывается до получения сжиженных газов, стабильного конденсата и дизтоплива. Для дальнейшей переработки стабилизированное сырьё перевозится наливным транспортом или перекачивается по специальным трубопроводным системам на нефтехимические и другие предприятия.

Несмотря на внедрение эффективных технологий переработки конденсата, на современном этапе освоения недр объёмы его добычи во всём мире значительно уступают показателям извлечения базовых углеводородов — нефти и газа. Такая ситуация сложилась исторически и связана с тем, что газоконденсатная отрасль сравнительно молода. На протяжении продолжительного времени нефтяные компании были заинтересованы только в добыче «чёрного золота», а газовые — разрабатывали традиционные залежи. Необходимость в освоении месторождений газоконденсата увеличивается по мере истощения обычных газовых блоков.

Россия же может похвастаться внушительными запасами газового конденсата. Разведанные ресурсы и перспективные залежи оцениваются геологами в общей сложности в 2 млрд тонн. Тем не менее, темпы освоения месторождений конденсата растут крайне медленным образом. В частности, среднегодовая добыча последних лет колеблется в пределах 30 млн тонн, в том числе на шельфовых участках — на уровне 2,5 млн тонн. Рост показателя извлечения сырья каждый год составляет до 5–10% в год. Напомним, Пронедра писали ранее, что в «Газпроме» пообещали увеличить добычу конденсата на 10% за три года.

Газоконденсатный промысел № 22 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Наращивание добычи, в то же время, приходится по большей части на сухопутные блоки, в то время, как в шельфовых зонах её интенсивность падает. Среди российских регионов по уровню извлечения конденсата лидирует Уральский федеральный округ, где добывается до 76% данного сырья. Присоединение Крыма к России практически не изменило статистику добычи — уровень добычи на полуострове в разрезе общероссийского показателя не превышает 0,16%.

Возможности перерабатывающих мощностей в России значительно превышают добычу. Российские предприятия за год способны переработать более 56 млн тонн сырья, однако годовой объём поставок конденсата на стабилизацию — в полтора раза меньший. Хотя прогноз по добыче газового конденсата как по России, так и по всему миру в целом, является положительным и предусматривает ежегодный рост этого показателя, есть определённые факторы, сдерживающие развитие отрасли. Основной причиной медленных темпов прироста и затягивания в вопросах разработки новых месторождений является дефицит специализированных трубопроводных систем для транспортировки конденсата.

Помимо того, что Россия не сумела наладить устойчивое развитие добычи конденсата, а также обеспечение им внутреннего рынка и загрузку национальных перерабатывающих мощностей, она по-прежнему серьёзно уступает основным экспортёрам сырья по объёмам поставок. Основным игроком международного рынка газоконденсата являются США, обеспечивающие чуть ли не треть поставок. Остальные объёмы поделили между собой Канада, Австралия, Алжир и южноамериканские государства. Российский же экспорт пока минимален. К примеру, группа «Газпром» поставляет за границу около от 250 тыс. до 600 тыс. тонн такого сырья в год. Колебания объёма экспорта в сторону уменьшения связано с перераспределением объёмов поставок в пользу внутреннего рынка.

Строительство морского порта Сабетта на берегу Карского моря для перевалки углеводородного сырья Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (ЯНАО) и дальнейшей транспортировки природного газа и газового конденсата в страны Азиатско-Тихоокеанского региона

Небольшими темпами, но в целом экспорт данного сырья из России растёт. Перед РФ открываются достаточно реальные перспективы освоить масштабные поставки в Азиатско-Тихоокеанский регион, рынок которого характеризуется непрекращающимся увеличением спроса. Налаживанию экспорта в Азию будет способствовать и чисто географический фактор, минимизирующий транспортно-логистические расходы.

Впрочем, оптимистичные прогнозы для России не поддерживают скептически настроенные отраслевые аналитики, предполагающие, что и азиатский рынок будет полностью завоёван американскими и австралийскими поставщиками. Попытки стимулировать и урегулировать газоконденсатный сегмент в России, в том числе путём аннулирования пошлин на экспорт и пересмотра фискальных выплат, пока носят характер временных решений и свидетельствуют лишь о том, что долгосрочная стратегия развития отрасли в настоящее время в стране отсутствует.

Несмотря на сложившуюся ситуацию, нельзя не отметить и положительные сдвиги, которые сыграли на пользу расширению национального газоконденсатного бизнеса. На нынешнем этапе российский рынок конденсата мало зависит от факторов внешнего характера и остаётся стабильным. Опыт последних лет продемонстрировал, что на газоконденсатный промысел не влияют даже такие мощные рычаги, как колебания курсов валют и изменения налогового законодательства.

Железнодорожный терминал слива стабильного газового конденсата (СГК) на Омском НПЗ

Вне зависимости от внешних потрясений последних лет, российские операторы, которые ориентируются на зарубежных покупателей, продолжают экспортные поставки, а предприятия, заинтересованные в участии во внутреннем рынке, стабильно обеспечивают наличие достаточного предложения. Устойчивости отрасли способствует её высокая экономическая рентабельность. В частности, степень доходности переработки газового конденсата выше, чем нефти.

Кроме того, в силу производственных особенностей объём выпуска светлых нефтепродуктов на заводах по переработке газоконденсата выше, чем на предприятиях, работающих с нефтью, хотя, напомним, нефтепереработка в России представлена достаточно широко. Благоприятные исходные условия всё же дают надежду на то, что развитие российского газоконденсатного сегмента будет проходить если и не быстро, но стабильно, а, следовательно, прогнозы оптимистов относительно запуска восточного направления экспорта со временем могут и сбыться.

Http://surfingbird. ru/surf/pererabotka-i-ispolzovanie-gazovogo-kondensata–1xfC2A5C1

Отраслевые эксперты отмечают рост активности в сфере добычи газового конденсата, пользующегося высоким спросом на мировом рынке. Для «Газпром нефти» появление в портфеле проектов газовой составляющей дало возможность сохранить на приемлемом уровне производственные показатели Омского НПЗ. Газоконденсатом разбавляется «темнеющая» нефть, поступающая на предприятие по системе «Транснефти»

Несмотря на очевидную ценность газового конденсата как сырья для нефтехимии и нефтепереработки, это все же побочный продукт и для газовиков, и для нефтяников. Поэтому работой с газоконденсатом до недавнего времени занимались по остаточному принципу, и в качестве серьезного ресурса в балансе российских нефтегазовых компаний он не фигурировал. На гигантских месторождениях, таких как Астраханское или Оренбургское, то есть легкодоступных, с развитой транспортной и промышленной инфраструктурой, газовый конденсат в переработку вовлекался, а на отдаленных северных промыслах это было нерентабельно.

Дело в том, что газоконденсатные залежи, как правило, залегают ниже отметки 2000 м и, когда есть возможность извлекать фактически чистый метан с сеноманского горизонта (650-1700 м), опускаться ниже за более сложным продуктом особого смысла не имеет. Тем более учитывая, что процессы транспортировки и подготовки этого сырья требуют немалых вложений в создание инфраструктуры.

Объем добычи газового конденсата на нефтяных месторождениях также был незначительным. Встречается он лишь в залежах с высоким газовым фактором, поэтому ГК или попросту сжигался вместе с попутным нефтяным газом, или в отсутствие систем раздельного сбора и транспорта скважинной продукции на установках подготовки смешивался с товарной нефтью. Однако сегодня ситуация изменилась.

Ценность газового конденсата обусловлена самими характеристиками этого сырья — по сути, ультралегкой, высококачественной нефти с соответствующим потенциалом выхода светлых, позволяющей при равном объеме переработки с обычной нефтью получить большее количество нефтепродуктов. При этом рентабельность поставок ГКза рубеж выше, чем у сырой нефти, — экономия на экспортных пошлинах за счет меньшей плотности газоконденсата по сравнению с Urals (ставки, напомним, устанавливаются на единицу массы) достаточно значительна. Может газоконденсат стать и одним из драйверов роста добычи углеводородов в стране в среднесрочной перспективе — заместив на рынке задержавшуюся из-за санкций и обвала нефтяных котировок шельфовую и сланцевую нефть.

Кстати, в свое время именно добыча газоконденсата в проектах разработки сланцевых газовых месторождений поддержала американские компании после падения цен на газ. Активизировали работу в этом направлении и российские газовики — по оценке аналитиков Газпромбанка (их слова приводит Bloomberg), в 2015 году производство конденсата увеличится на 17% (600 тыс. барр./день, или 5% от общей годовой добычи нефти в России), а эксперты Wood Mackenzie прогнозируют рост добычи ГК в России к 2018 году на 50% по сравнению с результатами 2014 года (8% всего нефтегазового производства России). И большая часть этого «нового конденсата» идет с месторождений Уренгойского кластера, который «Газпром нефть» разрабатывает вместе с «НОВАТЭКом». В сумме «Арктикгаз» и «Нортгаз» будут давать на пике более 7 млн тонн газового конденсата в год.

Смесь жидких углеводородов (С5Н12 + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений и температуры. Чем выше давление и температура, тем большее количество жидких углеводородов может быть растворено в газе. Газовый конденсат состоит из бензиновых, керосиновых и в меньшей степени более высококипящих компонентов. Для большинства газового конденсата выход бензиновых фракций превышает 50% (чаще 70-85%). Плотность конденсатов — 660-840 кг/м 3 . Различают сырой (первичный продукт, выделяющийся из газа газоконденсатной залежи в промысловых условиях) и стабильный газовый конденсат, из которого удалены растворенные газы.

Стабильный газовый конденсат — ценное газохимическое сырье, используется также для производства бензинов, авиационного топлива, как добавка к сырой нефти для улучшения ее качественных параметров.

В принципе, никаких особых отличий в добыче газа и газового конденсата нет: те же горизонтальные скважины, гидроразрыв; единственное, что необходимо учитывать при подборе технологий и оборудования, — это большие глубины и более высокое пластовое давление. Различия начинаются на поверхности. В установке комплексной подготовки газа (УКПГ) добытый из скважины продукт разделяется на сухой газ (метан, этан) и смесь более тяжелых фракций углеводородов (пропан, бутан, нефтяные фракции), которую называют нестабильным газовым конденсатом. Далее по специальному трубопроводу (он сохраняет свойства жидкости только под давлением) нестабильный конденсат отправляется еще на один этап подготовки — стабилизацию. В случае «Газпром нефти» с активов Уренгойского кластера по 300-километровому трубопроводу деэтанизированный конденсат идет на Пуровский завод по переработке конденсата «НОВАТЭКа», мощность которого под предстоящий рост добычи расширена до 11,5 млн тонн в год. Здесь сырье разделяется на газовые фракции (пропан-бутан) и стабильный конденсат (СГК). Это и есть та самая легкая «нефть из газа», которая отправляется потребителям. У «Газпром нефти» основная точка отправки — Омский НПЗ, для которого появление потока газоконденсата с Уренгойского месторождения можно сравнить с глотком чистого воздуха: ухудшение качества нефти, поступающей по трубе «Транснефти», стало для самого современного и высокотехнологичного в России завода достаточно серьезной проблемой.

Омский НПЗ изначально был ориентирован на переработку нефти западносибирских месторождений, масштабное освоение которых началось в середине прошлого века. Соответственно, технологии предприятий, набор установок были ориентированы на прием легкой сибирской нефти (Siberian Light). Однако сегодня сибирская нефть — сырье уже совсем другого качества. Разбавление тяжелой нефти легким газоконденсатом позволило частично решить эту проблему.

Сегодня газовый конденсат просто закачивается в нефтепровод предприятия. Однако в программу модернизации ОНПЗ включено строительство нового комплекса первичной переработки ЭЛОУ-АВТ, одним из технологических элементов которого станет блок переработки СГК мощностью 1,2 млн тонн в год.

Такой объем уже требует создания отдельной инфраструктуры, в первую очередь логистической. Главным объектом этой инфраструктуры стал новый терминал приема стабильного газового конденсата. Масштабная модернизация ведется и приема стабильного газового конденсата. Масштабная модернизация ведется и на станции Комбинатская, куда приходят составы с сырьем для Омского НПЗ.

По информации специалистов компании «Газпромнефть-Логистика», сегодня на ОНПЗ с Пуровского ЗПК в среднем каждые сутки одним железнодорожным составом отправляются 72 цистерны — это около 4 тыс. тонн газоконденсата. Маршрут в 2 тыс. км преодолевается за три-четыре дня.

Пропускная способность нового железнодорожного терминала слива, хранения и закачки в переработку СГК — те же 72 цистерны в сутки, одновременно обслуживаются 36 железнодорожных цистерн. Максимальный годовой объем перевалки синхронизирован с проектной мощностью блока переработки конденсата — 1,2 млн тонн.

Помимо собственно эстакады слива в состав терминала, строительство которого обошлось в 1,7 млрд рублей, входят подъездные пути с весами, резервуарный парк на 20 тыс. тонн, аппаратная с системой управления и насосная станция для слива и перекачки конденсата.

Уже на стадии проектирования терминала серьезное внимание было уделено вопросам минимизации нагрузки на окружающую среду: испарение нефтепродуктов практически исключено за счет монтажа на резервуарах плавающих понтонов, а также азотных подушек на емкостях.

Учтены и не самые простые природные условия, в которых терминалу придется работать. Зимы в Омске холодные, поэтому предусмотрена возможность разогрева СГК прямо в цистернах, что существенно ускоряет процесс слива и исключает образование нетехнологических несливаемых остатков.

ОНПЗ начал перерабатывать стабильный газовый конденсат в 2011 году, начав с 10 тыс. тонн. В 2012 году это количество удвоилось, а в 2013 году выросло более чем на порядок — до 400 тыс. тонн, причем к железнодорожным поставкам добавились речные — значительная доля пришла на завод по Иртышу. Таких скачков роста, конечно, больше не будет — они свойственны новым проектам, однако кривая, демонстрирующая объем вовлекаемого в переработку СГК, по-прежнему стремится вверх. Она достигнет максимума в следующем году — 1,2 млн тонн, что составляет почти 6% от общего объема переработки ОНПЗ.

По экспертным прогнозам, пик добычи газового конденсата в России придется на 2020 год. Пока особой конкретики в оценке ресурсной базы, которая будет задействована для загрузки существующей газоконденсатной инфраструктуры, нет. Очевидно, что достаточным потенциалом с точки зрения добычи ГК обладают крупные нефтяные месторождения с мощной газовой шапкой — такие как Новопортовское месторождение «Газпром нефти». Конечно, масштаб нефтяной ресурсной базы несравним с потенциалом газовых активов. Однако специальные программы поиска и разработки перспективных газоконденсатных залежей существуют у всех крупнейших российских газовых и нефтяных компаний. Учитывая, что сегодняшние экономические условия создают значительную добавочную стоимость этому и так премиальному сырью, несложно предположить, что газоконденсатный рывок в 2020 году не закончится. И сжигать «белую нефть» в факелах уже точно никто не будет.

Http://www. gazprom-neft. ru/press-center/sibneft-online/archive/2015-september/1109444/

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно к способу переработки нефти и/или газового конденсата с получением моторных топлив. Изобретение относится к способу переработки нефти и/или газового конденсата, включающему стадию фракционирования исходного сырья с выделением прямогонных бензиновой, дизельной и остаточной фракций или бензиновой, керосиновой и остаточных фракций, или бензино-лигроиновой и остаточной фракций, и возможно углеводородных газов, последующую высокотемпературную переработку остаточной фракции, возможно в смеси с газообразными углеводородами, путем паровой и/или парокислородной и/или пароуглекислотной газификации с получением синтез-газа. Полученный синтез-газ превращают при повышенных температурах и избыточном давлении на медьсодержащем катализаторе в кислородсодержащие продукты, в том числе в метанол-сырец. Прямогонную бензино-лигроиновую или прямогонную бензиновую фракцию, совместно с кислородсодержащими продуктами, подвергают контактированию при температуре 300-480°С и давлении 2-40 атм с катализатором, содержащим цеолит со структурой ZSM-5 или ZSM-11, в том числе модифицированный элементами I, II, III, V, VI и VIII групп, разделению продуктов контактирования с выделением газообразных фракций и целевой высокооктановой бензиновой фракции, при этом прямогонные керосиновую или дизельную фракцию получают в качестве целевого продукта или подвергают гидроочистке с получением целевого продукта. Технический результат – увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 90% масс., расширение ассортимента производимых продуктов. 12 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно к способу переработки нефти и/или газового конденсата с получением моторных топлив.

Важной задачей на современном этапе развития нефтяной отрасли является повышение глубины переработки нефти и газового конденсата за счет процессов деструктивной переработки нефтяных остатков или остаточных фракций газового конденсата с получением моторных топлив и других ценных нефтепродуктов. К таким деструктивным процессам относятся термические, каталитические и гидрогенизационные технологии переработки вакуумных дистиллятов, мазутов, гудронов.

В промышленности газификацию мазута, вакуумного дистиллята и других тяжелых нефтяных остатков осуществляют без использования катализатора по известным технологиям фирм «Шелл», «Тексако» и др. в среде кислорода (воздуха) и водяного пара или водяного пара, СО2 и кислорода (воздуха) при давлениях от 2 до 100 атм и температурах до 1300°С и более [«Нефть, газ и нефтехимия за рубежом», 1982, №4, с.75; «Нефтегазовые технологии», 1997, №1, с.81].

Известен способ переработки высокосернистой тяжелой нефти [Пат. США №4160479, 1979], состоящий из стадий ее облагораживания в водороде с получением элементарной серы, легкой нефти и тяжелого остатка, подвергаемого кислородной газификации с получением горячих газов, направляемых на производство электроэнергии. Электроэнергию используют для электролиза воды; получаемый при электролизе водород идет на облагораживание высокосернистой тяжелой нефти, а кислород – на стадию газификации тяжелого нефтяного остатка.

Известен способ переработки высокосернистой тяжелой нефти [Пат. США №6702936, 2004], состоящий из стадий первичной перегонки с выделением дистиллятных фракций и тяжелого остатка, который далее подвергают процессам обработки растворителями, гидропереработки, гидроочистки, крекингу и газификации. Из полученного при газификации синтез-газа выделяют водород, используемый в гидропроцессах и очистке дистиллятов от серы, а остаточный обедненный водородом синтез-газ отправляют на сжигание в качестве топливного газа.

Известен способ переработки высоковязкой высокосернистой нефти [Пат. РФ №2187536, 2002]. Способ заключается в переработке тяжелой нефти методом легкого гидропиролиза в среде водородсодержащего синтез-газа на мелкодисперсном суспендированном катализаторе – концентрате металлов. Продукты реакции разделяют с выделением углеводородных газов, бензиновой, керосиновой, дизельной фракций и тяжелого остатка. При этом синтез-газ получают при плазмохимической газификации тяжелого остатка. При осуществлении данного способа переработки высоковязкой нефти, содержащей 35% масс. светлых фракций, выход светлых нефтепродуктов (бензиновая, керосиновая и дизельная фракции) составляет 65% масс.

Известен способ получения моторных топлив из нефти [Пат. РФ №2176661, 2001]. Согласно данному способу переработку нефти осуществляют в несколько стадий:

– нефть подвергают первичной перегонке с получением прямогонной бензиновой фракции, средних дистиллятов и сырья для гидрокрекинга;

– проводят гидрокрекинг полученной фракции при давлении 130-170 атм, температуре 340-440°С, объемной скорости подачи сырья 0,3-1,0 час -1 и кратности циркуляции водородсодержащего газа 1000-2000 нм 3 /м 3 с последующим выделением из продуктов гидрокрекинга бензиновой фракции, реактивного и дизельного топлива;

– прямогонный бензин и тяжелую часть полученной при гидрокрекинге бензиновой фракции при температуре 380-500°С, давлении до 30 атм и объемной скорости подачи сырья до 5 час -1 подвергают каталитической конверсии с использованием катализатора, содержащего цеолит группы пентасил и гидрирующий/дегидрирующий компонент;

– пропан-бутановую фракцию смешивают с попутным газом или с углеводородами С3+, выделенными из него известными методами, и полученное сырье направляют на каталитическую конверсию для получения ароматических углеводородов и водорода при температуре 500-650°С, давлении до 30 атм, объемной скорости подачи сырья до 10 час -1 с использованием катализатора, содержащего цеолит группы пентасил и гидрирующий/дегидрирующий компонент;

– смесь продуктов каталитической конверсии газов и бензинов направляют на разделение с получением водородсодержащего газа, часть которого используют для гидрокрекинга, пропан-бутановой фракции, которую направляют на каталитическую конверсию, и высокооктанового бензина.

Основными недостатками данных способов является относительно низкий выход светлых нефтепродуктов.

Наиболее близким по своей технической сущности и достигаемому эффекту является способ получения моторных топлив из газового конденсата [Пат. РФ №2008323, 1994]. Согласно выбранному прототипу получение моторных топлив (дизельного топлива и неэтилированных высокооктановых бензинов) ведут путем фракционирования газового конденсата с выделением следующих прямогонных фракций: бензиновой, выкипающей до 140-200°С; дизельной, выкипающей в пределах 140-300°С (дизтопливо), и остаточной, выкипающей выше 240°С.

Далее прямогонную бензиновую фракцию смешивают с пирогазом и подвергают контактированию цеолитсодержащем катализатором при температуре 300-480°С и давлении 2-40 атм. Из продуктов контактирования выделяют газообразные углеводороды, высокооктановую бензиновую и остаточную фракции. Прямогонную остаточную фракцию или ее смесь с газообразными продуктами контактирования подвергают пиролизу при температуре 600-900°С, продукты пиролиза фракционируют с выделением пироконденсата и пирогаза. Полученный пирогаз далее перерабатывают, как описано выше, а пироконденсат компаундируют с жидкими продуктами контактирования и подвергают их совместной ректификации с выделением целевого бензина с ОЧ=87-94 ИМ и остаточной фракции (Ткип.>185°С). В качестве катализатора используют системы, приготовленные на основе цеолитов со структурами ZSM-5 или ZSM-11, в том числе модифицированные элементами I, II, III, V, VI и VIII групп периодической системы элементов.

1 – относительно низкий выход светлых нефтепродуктов – выход дизельного топлива и высокооктанового бензина на исходное сырье не превышает 80% масс.;

2 – узкий ассортимент производимой продукции – согласно прототипу целевыми продуктами процесса являются дизельное топливо и высокооктановый бензин.

Задачей изобретения является разработка способа переработки углеводородного сырья, позволяющего повысить выход светлых нефтепродуктов и возможность расширения ассортимента жидких продуктов, а также позволяющего вовлечь в процесс переработки газообразное углеводородное сырье различного происхождения.

Поставленная задача достигается тем, что переработку нефти и/или газового конденсата осуществляют путем фракционирования исходного сырья с выделением прямогонных бензиновой, дизельной и остаточной фракций или бензиновой, керосиновой и остаточной фракций, или бензино-лигроиновой и остаточной фракций, и возможно углеводородных газов, последующую высокотемпературную переработку остаточной фракции, возможно в смеси с газообразными углеводородами, путем паровой и/или парокислородной и/или пароуглекислотной газификации с получением синтез-газа, полученный синтез-газ превращают при повышенных температурах и избыточном давлении на медьсодержащем катализаторе в кислородсодержащие продукты, в том числе в метанол-сырец; прямогонную бензиновую или бензино-лигроиновую фракцию, совместно с кислородсодержащими продуктами, подвергают контактированию при температуре 300-480°С и давлении 2-40 атм с катализатором, содержащим цеолит со структурой ZSM-5 или ZSM-11, в том числе модифицированный элементами I, II, III, V, VI и VIII групп, разделение продуктов контактирования с выделением газообразных фракций и целевой высокооктановой бензиновой фракции, при этом прямогонную керосиновую или дизельную фракцию получают в качестве целевого продукта или подвергают гидроочистке с получением целевого продукта.

Поставленная задача достигается также тем, что дополнительно возможно следующее:

– стадию газификации остаточной фракции осуществляют в одну или две ступени, при этом двухступенчатую газификацию проводят на первой ступени с получением генераторного газа, содержащего оксиды углерода, водород и широкую фракцию углеводородов, а на второй ступени осуществляют конверсию генераторного газа в синтез-газ;

– газификацию остаточной фракции проводят совместно с водородсодержащими фракциями и газообразными углеводородами в соотношении 1/10-10/1 масс.;

– газификацию остаточной фракции проводят в одну ступень в плазмотермическом реакторе;

– при двухступенчатой газификации часть генераторного газа возвращают на первую ступень в качестве рецикла;

– на второй ступени двухступенчатой газификации конверсию генераторного газа в синтез-газ проводят вместе с водородсодержащими фракциями и/или газообразными углеводородами;

– что генераторный газ, возможно в смеси с газообразными углеводородами, подвергают паровой и/или парокислородной и/или пароуглекислотной конверсии в синтез-газ на никелевом катализаторе при температуре 700-1500°С и давлении 2-40 атм;

– конверсию генераторного газа, возможно в смеси с газообразными углеводородами, проводят на второй ступени в плазмотермическом реакторе;

– выделенный из продуктов реакции стадии контактирования смеси кислородсодержащих продуктов и бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором водный конденсат направляют на стадию газификации остаточной фракции;

– стадию превращения синтез-газа в кислородсодержащие продукты на медьсодержащем катализаторе осуществляют при температуре 200-340°С, давлении 40-100 атм и кратности циркуляции 4-20;

– метанол-сырец подвергают ректификации для получения метанола-ректификата;

– продукты контактирования бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором разделяют с выделением сжиженного углеводородного газа;

– прямогонную бензиновую или бензино-лигроиновую, и/или керосиновую, и/или дизельную фракцию подвергают гидроочистке в среде водорода, выделенного из продуктов превращения синтез-газа.

1 – при фракционировании углеводородного сырья выделяют бензино-лигроиновую фракцию или бензиновую и керосиновую фракции;

2 – переработку остаточной фракции осуществляют путем паровой и/или парокислородной и/или пароуглекислотной газификации с получением синтез-газа;

3 – полученный синтез-газ превращают на медьсодержащем катализаторе в кислородсодержащие продукты (в т. ч. в метанол-сырец) при повышенных температурах и избыточном давлении;

4 – стадию контактирования прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором осуществляют совместно с кислородсодержащими продуктами;

5 – стадию газификации остаточной фракции осуществляют в одну или две ступени, при этом двухступенчатую газификацию проводят на первой ступени с получением генераторного газа, содержащего оксиды углерода, водород и широкую фракцию углеводородов, а на второй ступени осуществляют конверсию генераторного газа в синтез-газ;

6 – газификацию остаточной фракции проводят совместно с водородсодержащими фракциями и газообразными углеводородами в соотношении 1/10-10/1;

7 – газификацию остаточной фракции проводят в одну ступень в плазмотермическом реакторе;

8 – при двухступенчатой газификации часть генераторного газа возвращают на первую ступень в качестве рецикла;

9 – на второй ступени двухступенчатой газификации конверсию генераторного газа в синтез-газ проводят вместе с водородсодержащими фракциями и/или газообразными углеводородами;

10 – генераторный газ, возможно в смеси с газообразными углеводородами, подвергают паровой, и/или парокислородной, и/или пароуглекислотной конверсии в синтез-газ на никелевом катализаторе при 700-1500°С и 2-40 атм;

11 – конверсию генераторного газа, возможно в смеси с газообразными углеводородами, проводят на второй ступени в плазмотермическом реакторе;

12 – выделенный из продуктов реакции стадии контактирования смеси кислородсодержащих продуктов и прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором водный конденсат направляют на стадию газификации остаточной фракции;

13 – метанол-сырец подвергают ректификации для получения метанола-ректификата;

14 – продукты контактирования бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором разделяют с выделением сжиженного углеводородного газа;

15 – прямогонную бензиновую или бензино-лигроиновую, и/или керосиновую, и/или дизельную фракцию подвергают гидроочистке.

Сущность изобретения заключается в следующем (см. чертеж). Нефть и/или газовый конденсат (1) фракционируют (2) с выделением в разных сочетаниях прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракции (3); керосиновой или дизельной фракции (4); остаточной фракции (5), выкипающей выше 200-350°С, и, возможно, растворенных газов (6).

Остаточную фракцию (5), выделенные растворенные газы (6) и, возможно, природный и/или попутный нефтяной газ и/или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) (7), направляют на паровую и/или парокислородную и/или пароуглекислотную газификацию (8) для получения синтез-газа.

В предлагаемом способе газификация мазута или других остаточных фракций вместе с газообразным сырьем может быть осуществлена:

1 – по известным технологиям в одну технологическую стадию при температурах не ниже 1100°С в среде кислорода, и/или водяного пара, и/или СО2 и, возможно, водородсодержащих фракций. Одной из разновидностей одностадийного способа высокотемпературной газификации является конверсия указанного сырья в плазмотермическом реакторе при температурах выше 1300°С%;

1-я ступень – неполная паровая или пароуглекислотная газификация остаточной фракции и углеводородных газов в среде водородсодержащих фракций (гидрогазификация) при температурах ниже 800°С с получением генераторного газа, содержащего кроме оксидов углерода и водорода, также широкую фракцию углеводородов;

2-я ступень – конверсия генераторного газа, углеводородных газов и, возможно, водородсодержащих фракций в синтез-газ при температурах выше 800°С. Часть генераторного газа может быть возвращена на первую ступень в качестве рецикла.

Полученный синтез-газ (9) подают на каталитическую стадию синтеза кислородсодержащих продуктов (10), главным образом метанола и диметилового эфира. Синтез проводят при повышенных температурах и избыточном давлении, предпочтительно при температуре 200-340°С, давлении 40-100 атм и кратности циркуляции 4-20. Продукты реакции охлаждают и разделяют на газовую и жидкую фазы. Одну часть газовой фазы направляют в виде рецикла на смешение с исходным синтез-газом, вторую часть – водородсодержащую фракцию (11) подают на стадию газификации (8), а балансовую часть отводят в виде сдувочного газа (12), который можно использовать в качестве топливного газа.

Часть потока жидких кислородсодержащих продуктов синтеза может быть выделена в качестве целевого продукта – товарного метанола-сырца (13). Полученный метанол-сырец может быть направлен на ректификацию для получения товарного метанола-ректификата.

Балансовую часть или весь поток жидких кислородсодержащих продуктов (14) подают вместе с прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракцией (3) на дальнейшую переработку (15) на цеолитсодержащем катализаторе для получения высокооктанового бензина при температуре реакции 300-480°С и давлении 2-40 атм. Применяемые катализаторы готовят известными способами и содержат цеолиты со структурой ZSM-5, ZSM-11, в т. ч. модифицированные элементы I, II, III, V, VI и VIII групп периодической системы. Варьируя технологические условия стадии контактирования возможно производить бензиновые фракции с октановыми числами от 80 до 95 ИМ и производить автобензины различных марок – от АИ-80 до АИ-95.

Продукты переработки фракционируют с выделением водного конденсата (16); высокооктанового бензина (17) – в качестве целевого продукта; фракций углеводородных газов (18), возможно с получением сжиженной пропан-бутановой фракции – в качестве товарного продукта – сжиженного газа марок СПБТ, ПБТ или ПБА(19).

Выделенные газообразные углеводородные фракции (18) используют в качестве топливного газа (20) и/или подают на стадию газификации (8) прямогонной остаточной фракции. Водный конденсат (16) по балансу стадии газификации (8) подают на газификацию прямогонной остаточной фракции.

В зависимости от способа газификации возможна подача на газификацию балансового количества воды (21) и, возможно, кислорода (22). Образующийся при окислительной (в присутствии О2) газификации избыток СО2 удаляют из синтез-газа в виде отходящего газа (23), являющегося отходом производства. Возможно из отходящего газа (23), после его очистки от примесей, выделять СО2 в качестве товарного продукта (в газообразном виде или в виде «сухого льда»).

При необходимости повышения содержания СО в синтез-газе часть выделенных СО2-содержащих отходящих газов направляют на стадию газификации остаточной фракции или каталитической конверсии углеводородных газов.

Прямогонные керосиновая или дизельная фракции (4) могут быть товарными продуктами или подвергаются гидроочистке (24) для снижения содержания общей серы, после чего их используют в качестве товарного керосина (в т. ч. авиакеросина) или дизельного топлива (25). Прямогонные бензиновая или бензино-лигроиновая фракции также могут быть подвергнуты гидроочистке.

Водород (26) для стадии гидроочистки (24) может быть получен из водородсодержащих газов (27) или продуктов газификации (28) известными в промышленности способами на стадии извлечения водорода (29). Остаточные водородсодержащие газы, после выделения части водорода, подают (30) на стадию газификации (8) и/или используют в качестве топливных газов или отводят в качестве балластных газов (31).

Выбор продуктов стадии фракционирования исходного сырья определяется двумя основными факторами: составом и свойствами исходной нефти и газового конденсата, а также желаемым ассортиментом производимых продуктов. При этом предлагаемая технология позволяет, изменяя режимы ведения процесса, производить ту или иную продукцию (например, возможно получение автобензина и авиакеросина или автобензина и дизельного топлива, выделение масляных фракций). Фракционирование сырья осуществляют известными методами ректификации.

При газификации тяжелого углеводородного сырья максимальная конверсия достигается при применении плазмотермических или кислородных технологий, когда основные реакции образования компонентов синтез-газа протекают в высокотемпературной области – от 1100 до 1600°С и выше. В этом случае возможна глубокая конверсия тяжелого углеводородного сырья до СО, СО2 и Н2 в одну ступень.

В отличие от высокоэкзотермических процессов горения или неполного окисления кислородом высокоэндотермические процессы паровой или пароуглекислотной газификации остаточной фракции требуют эффективного подвода тепла в зону протекания реакций, что осуществить достаточно сложно в одноступенчатом варианте процесса. Поэтому нами предлагается двухступенчатый способ превращения тяжелой остаточной фракции в синтез-газ, где на первой ступени проводится гидрогазификация остаточной фракции в среде водяного пара и водородсодержащих фракций при температурах 500-800°С.

Если первую ступень двухступенчатой газификации углеводородного сырья проводят в режиме получения генераторного газа с повышенным содержанием метана (более 15-20% об.), то является предпочтительным на второй ступени применить паровую и/или пароуглекислотную конверсию генераторного газа и газообразного сырья на никелевом катализаторе при температуре не выше 1200°С (предпочтительно 800-900°С) и давлении до 10 атм или парокислородную каталитическую конверсию вышеперечисленного сырья при температуре 1100-1500°С и давлении до 40 атм.

В ряде случаев для обеспечения глубокой конверсии углеводородов на второй ступени газификации возможно применять безкислородную плазмотермическую технологию, которая позволяет получать синтез-газ с минимальным содержанием СО2.

Предлагаемая комбинация паровой газификации остаточной фракции в среде водородсодержащих фракций с конверсией газообразного углеводородного сырья позволяет получить сбалансированный по соотношению С/Н синтез-газ, пригодный для синтеза кислородсодержащих продуктов.

Температура реакции на стадии превращения синтез-газа в метанол и/или другие кислородсодержащие продукты зависит от свойств медьсодержащего катализатора. Нижняя температурная граница (200°С) выбрана исходя из минимальной активности катализатора, предельное значение температуры (340°С) определяется равновесием реакции образования метанола из синтез-газа. Давление на стадии конверсии синтез-газа определяется, с одной стороны, равновесием реакции синтеза метанола, с другой стороны, металлоемкостью аппаратов и может находиться в диапазоне значений от 20 до 150 атм, предпочтительно от 40 до 100 атм.

В предлагаемом способе выделенные из продуктов превращения синтез-газа метанол-сырец или метанол-ректификат (полученный после ректификации метанола-сырца) могут быть использованы как целевые продукты. Также возможно и выделение диметилового эфира в качестве целевого продукта.

Превращение кислородсодержащих продуктов совместно с углеводородами прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракции в высокооктановые бензины осуществляют в условиях прототипа и применяя катализаторы, аналогичные прототипу.

Гидроочистку прямогонных дизельной или керосиновой фракции осуществляют в случае, когда указанные фракции не соответствуют требованиям стандартов по содержанию общей серы. Сероводород, полученный в результате гидроочистки прямогонных фракций нефти и/или газового конденсата, может быть использован для получения элементарной серы.

Газообразные побочные продукты (водородсодержащие и углеводородные газы) перечисленных выше стадий переработки нефти и/или газового конденсата и, возможно, природный и/или попутный нефтяной газ и/или ШФЛУ, применяют в предлагаемом способе на стадии газификации остаточной фракции в качестве компонента сырья.

Применение описанных выше технологических стадий в указанной комбинации позволяет за счет глубокой переработки остаточной фракции сырья (в т. ч. мазута и тяжелых остатков) и углеводородных газов повысить выход светлых нефтепродуктов до 90% масс. и более на исходное сырье и расширить ассортимент производимой продукции.

Сущность предлагаемого способа и его практическая применимость иллюстрируется нижеприведенными примерами. Пример 1 – прототип, пример 2 аналогичен прототипу и приведен для сравнения с предлагаемым способом, примеры 3-6 – предлагаемый способ.

Пример 1 – прототип. Стабильный газовый конденсат фракционного состава, °С: н. к. – 35, 10% об. – 74, 20% – 91, 30% – 106, 40% – 119, 50% – 134, 60% – 153, 70% – 185, 80% – 236, 90% – 304, к. к. – 345, подвергают ректификации с выделением 56,8% масс. прямогонной бензиновой фракции (ПБФ) НК-165°С с октановым числом ОЧ=65 ММ, 31,1% дизельной фракции 165-280°С (дизельное топливо) и 12,1% остаточной фракции (Ткип.>280°С).

Прямогонную остаточную фракцию направляют на узел пиролиза, который осуществляют при температуре 730°С, давлении 2 атм. Продукты пиролиза фракционируют с выделением газообразной (пирогаз) и жидкой (пироконденсат) фракций.

Пирогаз смешивают с ПБФ и при температуре 400°С, давлении 13 атм и весовой скорости подачи сырья 2,5 ч -1 подвергают контактированию с катализатором, содержащим 70% масс. цеолита ZSM-11 состава 0,3Na2O·Al2O·120SiO2 и 30% Al2О3. Продукты реакции фракционируют с выделением углеводородных газов и высокооктановой бензиновой фракции.

Прямогонную бензиновую фракцию компаундируют с пироконденсатом и полученную смесь подвергают ректификации с выделением остаточной фракции, выкипающей выше 185°С, и целевого бензина – фракции 35-195°С с октановым числом 04=87,5 ИМ. Выход на конденсат целевых продуктов: дизельного топлива 31,1% масс. высокооктанового бензина 44,4%, суммарный выход моторных топлив 75,5%.

Пример 2 – аналогичен прототипу. Нефть Верх-Тарского месторождения подвергают ректификации с выделением 3,6% масс. растворенных газов, 32,5% прямогонной бензиновой фракции НК-180°С с октановым числом ОЧ=52 ММ, 35,2% дизельной фракции 180-350°С (дизельное топливо с цетановым числом 55 и содержанием общей серы 0,09% масс.) и 28,7% остаточной фракции (мазут с Ткип.>250°С).

Прямогонную остаточную фракцию – мазут – направляют на узел пиролиза, который осуществляют при температуре 820°С, давлении 2 атм. Продукты пиролиза разделяют с выделением газообразной (пирогаз) и жидкой (пироконденсат) фракций.

Пирогаз смешивают с прямогонной бензиновой фракцией и при температуре 380°С, давлении 15 атм и весовой скорости подачи сырья 2,5 ч -1 подвергают контактированию с катализатором, содержащим 30% масс. Al2O3, 70% цеолита ZSM-11 состава 0,04Na2O·Al2O3·0,45Fe2O3·0,05B2O3·92SiO2 и модифицированным 0,1% La.

Продукты реакции фракционируют с выделением 18,2% масс. углеводородных газов и стабильной бензиновой фракции, которую смешивают с пироконденсатом и подвергают ректификации с выделением 8,3% масс. остаточной фракции, выкипающей выше 200°С, и товарного автобензина марки АИ-92.

Выход на нефть целевых продуктов: дизельного топлива 35,2% масс. высокооктанового бензина АИ-92 35,7%. Суммарный выход моторных топлив составляет 69,9% масс.

Пример 3. Нефть Верх-Тарского месторождения подвергают ректификации с выделением 3,6% масс. растворенных газов, 32,5% прямогонной бензиновой фракции с НК – 180°С и октановым числом ОЧ=52 ММ, 35,2% дизельной фракции 180-350°С с цетановым числом 55 и содержанием общей серы 0,09% масс. и 28,7% остаточной фракции (мазут с Ткип.>350°С).

Прямогонную остаточную фракцию – мазут – вместе с подогретым до температуры 300-400°С водяным паром и газообразным сырьем, в состав которого входят водородсодержащие фракции и углеводородные газы, образующиеся на стадиях ректификации исходного сырья и превращения углеводородов, при массовом соотношении мазут/водяной пар/газообразное сырье 2/10/2, подают на стадию одноступенчатой газификации, которую осуществляют в плазмотермическом реакторе при температуре >1300°С. В результате газификации происходит полное разложение углеводородов до СО, СО2 и Н2. Остаточное содержание СН4 в синтез-газе составляет менее 1% об.

Полученный синтез-газ последовательно охлаждают с рекуперацией тепла, очищают от механических примесей, соединений серы и тяжелых металлов. Очищенный синтез-газ компримируют до давления 50 атм и подают в узел синтеза кислородсодержащих продуктов, где из оксидов углерода и водорода при температуре 240-290°С и кратности циркуляции, равной 12, на бифункциональном медьсодержащем катализаторе протекают реакции синтеза метанола и диметилового эфира. Продукты реакции охлаждают и разделяют на газовую и жидкую фазы. Одну часть газовой фазы направляют в виде рецикла на смешение с исходным синтез-газом, вторую часть – водородсодержащую фракцию – подают на стадию газификации, а балансовую часть отводят в виде сдувочного газа, который можно использовать в качестве топливного газа.

Жидкие продукты синтеза – смесь метанола, диметилового эфира и воды – совместно с прямогонной бензиновой фракцией направляют на стадию контактирования с цеолитсодержащим катализатором, которую проводят при температуре 380°С, давлении 15 атм и весовой скорости подачи сырья 2 ч -1 . Применяемый катализатор содержит 30% масс. Al2O3, 70% цеолита ZSM-11 состава 0,04Na2O·Al2O3·0,45Fe2O3·0,05B2O3·92SiO2 и модифицирован 0,1% La.

Продукты реакции фракционируют с выделением углеводородных газов, бензиновой фракции и водного конденсата. Водный конденсат и углеводородные газы направляют на стадию плазмотермической газификации мазута. Бензиновую фракцию подвергают ректификации с выделением остаточной фракции, выкипающей выше 200°С, и товарного бензина марки АИ-92.

Остаточную фракцию смешивают с прямогонной дизельной фракцией и полученную смесь подвергают гидроочистке в среде водорода, выделенного из водородсодержащих газов стадии синтеза кислородсодержащих продуктов, с получением товарного дизельного топлива, с содержанием общей серы 30 ррm, что соответствует нормам Евро-4.

Выход на нефть целевых продуктов: дизельного топлива 35,8% масс., высокооктанового бензина АИ-92 53,8% масс. Суммарный выход моторных топлив составляет 89,6% масс.

Пример 4. Стабильный газовый конденсат фракционного состава, °С: н. к. – 35, 10% об. – 74, 20% – 91, 30% – 106, 40% – 119, 50% – 134, 60% – 153, 70% – 185, 80% – 236, 90% – 304, к. к. – 345, подвергают ректификации с выделением 54,1% масс. прямогонной бензиновой фракции с НК-150°С и октановым числом ОЧ=66 ММ, 33,8% керосиновой фракции 150-280°С с содержанием общей серы 0,02% и 12,1% остаточной фракции 280-345°С.

Прямогонную остаточную фракцию 280-345°С вместе с подогретым до температуры 300-400°С водяным паром и частью газообразного сырья, состоящего из Н2, СО2-содержащих газов и углеводородных фракций – побочных продуктов стадии получения высокооктанового бензина, при массовом соотношении остаточная фракция/водяной пар/газообразное сырье 2:10:3 подают на 1-ю (пароуглекислотную) ступень двухступенчатой газификации. Степень газификации остаточной фракции на 1-й ступени при температуре 650°С составляет 87%. На 2-й ступени полученный на 1-й ступени генераторный газ смешивают с оставшейся частью газообразного сырья и при подаче кислорода и дополнительного количества водяного пара при температуре 1100-1300°С подвергают конверсии до СО, СО2, Н2 и СН4. Остаточное содержание СН4 в синтез-газе составляет 1,5% об.

Полученный синтез-газ последовательно охлаждают с рекуперацией тепла, очищают от механических примесей, соединений серы и тяжелых металлов. Очищенный синтез-газ доводят до необходимого состава, удаляя часть СО2 в виде СО2-содержащего газа, часть которого направляют на 1-ю ступень газификации. Далее синтез-газ компримируют до давления 80 атм и подают в узел синтеза кислородсодержащих продуктов, где из оксидов углерода и водорода при температуре 230-280°С и кратности циркуляции, равной 10, на медьсодержащем катализаторе СНМ-1 протекают реакции синтеза метанола. Продукты реакции охлаждают и разделяют на газовую фазу и жидкую – метанол-сырец. Одну часть газовой фазы направляют в виде рецикла на смешение с исходным синтез-газом, вторую часть – водородсодержащую фракцию – подают на стадию газификации, а балансовую часть отводят в виде сдувочного газа, который можно использовать в качестве топливного газа.

Полученный метанол-сырец совместно с прямогонной бензиновой фракцией направляют на стадию контактирования с цеолитсодержащим катализатором при температуре 360°С, давлении 20 атм и весовой скорости подачи сырья 1 ч -1 . Применяемый катализатор содержит 70% цеолита ZSM-5 состава 0,03Na2O·Al2O3·0,3Fe2O3·88SiO2 и 30% масс. Al2О3.

Продукты реакции фракционируют с выделением углеводородных газов выкипающей выше 200°С остаточной фракции, водного конденсата, которые направляют на стадию газификации остаточной фракции 280-345°С, и высокооктанового бензина в качестве целевого продукта – товарного бензина марки АИ-92.

Прямогонная керосиновая фракция 150-280°С газового конденсата соответствует топливу для реактивных двигателей марки Т-1 и является целевым продуктом.

Выход на конденсат целевых продуктов: авиакеросина Т-1 33,8% масс., автобензина АИ-92 56,6% масс. Суммарный выход моторных топлив составляет 90,4% масс.

Пример 5. Стабильный газовый конденсат приведенного в примере 4 состава подвергают ректификации с выделением 76,4% масс. прямогонной фракции с НК – 200°С и октановым числом ОЧ=56 ММ и 23,6% масс. прямогонной остаточной фракции 200-345°С.

Прямогонную остаточную фракцию вместе с подогретым до температуры 300-400°С водяным паром и газообразным сырьем, в состав которого входят водородсодержащие фракции и углеводородные газы, образующиеся на стадиях превращения углеводородов, при массовом соотношении остаточная фракция/водяной пар/газообразное сырье 3/11/4 направляют на 1-ю ступень двухступенчатой газификации. Степень газификации прямогонной остаточной фракции на 1-й ступени при температуре 580°С составляет 82%. На 2-й ступени в плазмотермическом реакторе полученный на 1-й ступени генераторный газ смешивают с дополнительным количеством водяного пара и при температуре >1300°С подвергают полной конверсии до СО, СО2 и Н2. Остаточное содержание СН4 в синтез-газе составляет менее 1% об.

Полученный синтез-газ последовательно охлаждают с рекуперацией тепла, очищают от механических примесей, соединений серы и тяжелых металлов. Очищенный от примесей синтез-газ компримируют до давления 60 атм и подают в узел синтеза кислородсодержащих продуктов, где из водорода и оксидов углерода при температурах 240-280°С и кратности циркуляции, равной 14, на медьсодержащем катализаторе СНМ-1 протекают реакции синтеза метанола. Продукты реакции охлаждают и разделяют на газовую фазу и жидкую – метанол-сырец. Одну часть газовой фазы направляют в виде рецикла на смешение с исходным синтез-газом, вторую часть – водородсодержащую фракцию – подают на стадию газификации, а балансовую часть отводят в виде сдувочного газа, который можно использовать в качестве топливного газа.

Часть полученного метанола-сырца (13,1% масс. на конденсат) отводят в качестве целевого продукта, а балансовую часть направляют на контактирование совместно с прямогонной фракцией НК – 200°С при температуре 380°С, давлении 20 атм и весовой скорости подачи сырья 1,5 ч -1 с цеолитсодержащим катализатором, состав которого приведен в примере 4.

Продукты реакции фракционируют с выделением побочных продуктов – углеводородных газов, выкипающей выше 200°С остаточной фракции и водного конденсата, которые направляют на стадию газификации прямогонной остаточной фракции 200-345°С, и целевых продуктов – сжиженного газа марки СПБТ и высокооктанового бензина марки АИ-95.

Выход на конденсат целевых продуктов: автобензина АИ-95 74,0% масс., сжиженного газа марки СПБТ 8,5% масс., метанола-сырца 13,1%. Суммарный выход продуктов составляет 95,6%.

Пример 6. В качестве сырья используют нефть Юрубченского месторождения и попутный нефтяной газ в количестве 8% масс. от нефти. Нефть подвергают ректификации с выделением 20,4% масс. прямогонной бензиновой фракции с НК-150°С и октановым числом ОЧ=47 ММ, 35,8% дизельной фракции 150-350°С с цетановым числом 56 и содержанием общей серы 0,04% масс. и 43,8% масс. остаточной фракции (мазут с Ткип.>350°С).

Прямогонную остаточную фракцию – мазут – вместе с подогретым до температуры 300-400°С водяным паром и газообразным сырьем при массовом соотношении мазут/водяной пар/газообразное сырье 3/16/5 направляют на 1-ю ступень двухступенчатой газификации. В состав газообразного сырья входят попутный нефтяной газ, водородсодержащие фракции и углеводородные газы, образующиеся на стадии превращения углеводородов.

Газификацию мазута на 1-й ступени осуществляют при температуре 700°С, при этом степень газификации составляет 92%. Перед 2-й ступенью полученный генераторный газ делят на два потока: одну часть потока подают обратно на газификацию мазута, а оставшуюся часть генераторного газа смешивают с попутным нефтяным газом, очищают от соединений серы и после добавления водяного пара подвергают при температуре 800-850°С каталитической конверсии на никелевом катализаторе до СО, СО2 и Н2. Остаточное содержание СН4 в синтез-газе составляет 6,5% об.

Полученный синтез-газ последовательно охлаждают с рекуперацией тепла, очищают от механических примесей и тяжелых металлов. Очищенный от примесей синтез-газ компримируют до давления 100 атм и подают в узел синтеза кислородсодержащих продуктов, где из водорода и оксидов углерода при температурах 220-290°С и кратности циркуляции, равной 6, на медьсодержащем катализаторе СНМ-1 протекают реакции синтеза метанола. Продукты реакции охлаждают и разделяют на газовую фазу и жидкую – метанол-сырец. Одну часть газовой фазы направляют в виде рецикла на смешение с исходным синтез-газом, вторую часть – водородсодержащую фракцию – подают на стадию газификации, а балансовую часть отводят в виде сдувочного газа, который можно использовать в качестве топливного газа.

Часть полученного метанола-сырца далее подвергают ректификации для получения метанола-ректификата в качестве целевого продукта, а балансовую часть направляют на контактирование совместно с прямогонной фракцией НК-150°С при температуре 380°С, давлении 15 атм и весовой скорости подачи сырья 1,0 ч -1 с цеолитсодержащим катализатором, состав которого приведен в примере 4.

Продукты реакции фракционируют с выделением побочных продуктов – углеводородных газов и водного конденсата, – которые направляют на 1-ю ступень двухступенчатой газификации мазута; выкипающей выше 200°С остаточной фракции, которую смешивают с прямогонной дизельной фракцией, и в качестве целевого продукта – высокооктанового бензина марки АИ-95.

Полученную смесь прямогонной дизельной фракции и выкипающей выше 200°С остаточной фракции подвергают гидроочистке для получения целевого продукта – товарного дизельного топлива. Водород для стадии гидроочистки выделяют из водородсодержащего газа стадии синтеза метанола. Остаточное содержание общей серы в полученном дизельном топливе не превышает 10 ррm, что соответствует нормам Евро-5.

Выход на нефть целевых продуктов: дизельного топлива 36,0% масс., высокооктанового бензина АИ-92 51,8% и метанола-ректификата 7,6%. Суммарный выход метанола-ректификата и моторных топлив составил: на исходную нефть 94,4% масс., на исходное углеводородное сырье (нефть и попутный нефтяной газ) 88,3%.

Основными преимуществами предлагаемого способа по сравнению с прототипом являются повышение выхода светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива или товарного керосина на исходное сырье, а также расширение ассортимента продукции за счет возможности производства метанола-сырца, и/или метанола-ректификата, и/или товарного сжиженного газа.

Так, по сравнению с примером 1 прототипа и аналогичным прототипу примером 2 в примерах 3-6 предлагаемого способа выход светлых нефтепродуктов (бензины, авиакеросины, дизтопливо) повышается от 69,9-75,5% масс. до 74,0-90,4% масс. При этом одновременном возможно получать и другие товарные продукты – сжиженный газа марки СПБТ, метанол-сырец и метанол-ректификат, а суммарный выход целевых продуктов достигает 88,3-95,6% масс. на переработанное сырье.

1. Способ переработки нефти и/или газового конденсата, включающий стадию фракционирования исходного сырья с выделением прямогонных бензиновой, дизельной и остаточной фракций или бензиновой, керосиновой и остаточных фракций, или бензино-лигроиновой и остаточной фракций, и возможно углеводородных газов, последующую высокотемпературную переработку остаточной фракции, возможно в смеси с газообразными углеводородами, путем паровой, и/или парокислородной, и/или пароуглекислотной газификации с получением синтез-газа, полученный синтез-газ превращают при повышенных температурах и избыточном давлении на медьсодержащем катализаторе в кислородсодержащие продукты, в том числе в метанол-сырец;

Прямогонные бензино-лигроиновую или прямогонную бензиновую фракции, совместно с кислородсодержащими продуктами, подвергают контактированию при температуре 300-480°С и давлении 2-40 атм с катализатором, содержащим цеолит со структурой ZSM-5 или ZSM-11, в том числе модифицированный элементами I, II, III, V, VI и VIII групп, разделение продуктов контактирования с выделением газообразных фракций и целевой высокооктановой бензиновой фракции, при этом прямогонные керосиновую или дизельную фракцию получают в качестве целевого продукта или подвергают гидроочистке с получением целевого продукта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию газификации остаточной фракции осуществляют в одну или две ступени, при этом двухступенчатую газификацию проводят на первой ступени с получением генераторного газа, содержащего оксиды углерода, водород и широкую фракцию углеводородов, а на второй ступени осуществляют конверсию генераторного газа в синтез-газ.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что газификацию остаточной фракции проводят совместно с водородсодержащими фракциями и газообразными углеводородами в массовом соотношении 1/10-10/1.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что газификацию остаточной фракции проводят в одну ступень в плазмотермическом реакторе.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что при двухступенчатой газификации часть генераторного газа возвращают на первую ступень в качестве рецикла.

6. Способ по п.2, отличающийся тем, что на второй ступени двухступенчатой газификации конверсию генераторного газа в синтез-газ проводят вместе с водородсодержащими фракциями и/или газообразными углеводородами.

7. Способ по п.2, отличающийся тем, что генераторный газ и/или газообразные углеводороды подвергают паровой, и/или парокислородной, и/или пароуглекислотной конверсии в синтез-газ на никелевом катализаторе при температуре 700-1500°С и давлении 2-40 атм.

8. Способ по п.6, отличающийся тем, что конверсию генераторного газа и/или газообразных углеводородов проводят на второй ступени в плазмотермическом реакторе.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделенный из продуктов реакции стадии контактирования смеси кислородсодержащих продуктов и прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором водный конденсат направляют на стадию газификации остаточной фракции.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию превращения синтез-газа в кислородсодержащие продукты на медьсодержащем катализаторе осуществляют при температуре 200-340°С, давлении 40-100 атм и кратности циркуляции 4-20.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что метанол-сырец подвергают ректификации для получения метанола-ректификата.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что продукты контактирования прямогонной бензиновой или бензино-лигроиновой фракции с цеолитсодержащим катализатором разделяют с выделением сжиженного углеводородного газа.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что прямогонную бензиновую или бензино-лигроиновую фракцию первоначально подвергают гидроочистке, а затем стадии контактирования с цеолитсодержащим катализатором.

Http://www. findpatent. ru/patent/239/2395560.html

Автор: Группа ЭРТА

Считаем необходимым выделить несколько специфических вопросов, которые не всегда широко обсуждаются:1) Газовый конденсат является таким же полезным ископаемым, как нефть и природный газ. Поэтому запасы конденсата подсчитываются и учитываются в специальном Государственном балансе полезных ископаемых, который составляется отдельно по каждому виду углеводородов. Баланс является важнейшим информационным массивом, который ежегодно формируется системой федерального и территориальных геологических фондов. Система фондов геологической информации образована в 1938 г. и накопленная с этого времени уникальная по объему и содержанию информация является национальным достоянием России. Исходные данные для баланса поступают от всех недропользователей в виде специальной формы государственного федерального статистического наблюдения № 6-гр (углеводороды)[1]. Баланс ежегодно издается Российским Федеральным Геологическим Фондом (Росгеолфонд), который входит в структуру Министерства Природных Ресурсов (МПР РФ).

2) Место газового конденсата в деятельности нефтяных и газовых компаний довольно специфично. Обычно добыча конденсата связана с добычей природного газа и поэтому в большей степени конденсат является продуктом газовиков. Однако по своему составу, конденсат является скорее «легкой», светлой нефтью. Отсюда исходит практика, когда говорят о добыче нефти, указывать, в том числе и добычу конденсата. Другое название конденсата – это «белая нефть», что неудивительно, так как обычно конденсат прозрачный, либо слабо-желтого цвета от примесей нефти.

3) В отношении добычи конденсата и добывающих его предприятий необходимо владеть несколькими цифрами для понимания существующих масштабов деятельности. В России в год добывается порядка 12,5 млн. тонн конденсата. Из них порядка 10 млн. тонн (80%) добывается предприятиями Газпрома, – прежде всего это Уренгойгазпром и Астраханьгазпром, каждый порядка 3,6 млн. тонн. Ежегодно добыча конденсата растет примерно на 10%, что довольно много. Особенность заключается в том, что рост добычи обеспечивается главным образом не Газпромом, а такими компаниями, как Нортгаз, Новатэк, Роспан, Роснефть и др. Такая ситуация в добыче конденсата приводит, в частности, к постоянному снижению доли Газпрома в общей добыче конденсата примерно на 6%. Это означает, что при сохранении тенденции, всего через четыре года (в 2007 г.) Газпром будет добывать лишь 50% конденсата.

Подробную статистику по добыче конденсата приводится в Приложении № 1. Прогноз добычи газового конденсата на 2003 г., сделанный специалистами ЭРТА-консалт, а также планы некоторых компаний в отношении добычи конденсата приводятся в Приложении № 2.

4) Объемы добычи конденсата абсолютно несопоставимы с добычей нефти или природного газа. Это связано с тем, что изначально нефтяниками добывалась исключительно нефть, а газовики добывали газ из сеноманских газовых залежей. Но истощение запасов сухого сеноманского газа приводит к все к большей необходимости освоения месторождений газоконденсатного типа. Этим и объясняется рост добычи конденсата, что означает, помимо прочего и увеличение предложения газового конденсата.

5) Предложение газового конденсата необходимо рассматривать в привязке к географии. Например, конденсат крупнейшего Ковыктинского ГКМ Иркутской области планируется полностью направлять на Ангарский НХК. С другой стороны, реализация существующих у Газпрома планов по переработке конденсата в Новом Уренгое позволит обеспечить загрузку всего добываемого в Надым-Пур-Тазовском регионе газового конденсата.

6) В тоже время крупнейший Оренбургский газохимический комплекс (ГХМ) последние 18 лет работает в условиях падающей добычи на базовом для него Оренбугском ГКМ. Для компенсации загрузки 5 млн. т нестабильного газового конденсата в год[2] поступает из Казахстана с соседнего Карачаганакского ГКМ, расположенного в 150 км от Оренбурга. Однако казахские власти упорно настаивают на полном цикле производства, и развитии собственной переработки (что необходимо для загрузки крупнейшего в СНГ и единственного в Казахстане производителя полистирола «Завода пластических масс», вырабатывавшего раньше до 60% союзной выработки полистирола, а сейчас загруженного лишь на 8%). Таким образом, возрастают риски загрузки сырьем Оренбургского ГХМ, а следовательно и его крупнейших потребителей – Уфимского НПЗ, Салаватнефтеоргсинтеза, Туймазинского, Шкаповского ГПЗ, Казаньоргсинтеза.

Простейшая общая схема переработки газового конденсата выглядит следующим образом:

Сепарация газоконденсатной смеси на газ сепарации и нестабильный конденсат осуществляется непосредственно на промысле (также может осуществляться деэтанизация, т. е. выделение этана из конденсата), после чего нестабильный конденсат можно транспортировать по конденсатопроводу на завод, где осуществится стабилизация конденсата и выделение продуктов первичной переработки – различные марки бензина и дизельного топлива, ШФЛУ, сжиженные газы, мазут, газ стабилизации и пр. Технологическая цепочка на примере одной из добывающих компаний приведена в Приложении № 3.

Все имеющиеся в России мощности по переработке конденсата принадлежат Газпрому – Астраханский ГПЗ, Оренбургский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ, Сургутский ЗСК[3], Уренгойское УПГК[4]. Из них по выработке стабильного газового конденсата лидируют Астраханский ГПЗ и Сургутский ЗСК. Подробная информация о загрузке сырьем и производстве продуктов переработки заводами Газпрома приведена в Приложении № 4.

Промысловая сепарация конденсата может осуществляться различными способами, например – низкотемпературной сепарацией (НТС). Высокое начальное давление природного газа используется в этом случае для получения холода и выделения вследствие этого водяного и углеводородного конденсата из газа. Холод при высоких давлениях газа получают на специальных установках, называемых установками низкотемпературной сепарации. В установках НТС отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления. Подробная схема одного из вариантов НТС приведена в Приложении № 5. Помимо выделения газового конденсата с помощью НТС также можно использовать винтовые и турбинные детандеры, адсорбционные установки, а также холодильные машины.

Переработка конденсата по варианту, реализованному на Астраханском ГКМ, отличается от общепринятых схем ввиду высокой сложности разработки месторождения. Прежде всего, это достаточно глубокое залегание продуктивных пластов (выше 4000 метров), высокое содержание сероводорода (24-26%), углекислоты (16%) в пластовой смеси. Также индивидуальна схема переработки на Оренбургском ГХМ, ввиду высокого содержания сероводорода и гелия. Поэтому в качестве примера можно рассмотреть перечень продукции Сургутского ЗСК. В номенклатуре Сургутского ЗСК выделяется 8 различных продуктов переработки газового конденсата:

    Бутан; Пропан-бутановая смесь; Смесь бутанов марки Б; Изопентановая фракция; Пентан-гексановая фракция; Дизтопливо (4 марки); Бензин (3 марки).

Подробный перечень продукции Сургутского ЗСК с указанием технических характеристик и норм приводится в Приложении № 6.

Перечисленные продукты переработки в дальнейшем используются в качестве сырья в нефтехимическом производстве. Говорить о вторичной переработке, пожалуй, бессмысленно, так как это самостоятельный вид производства. Кроме того, продукты первичной переработки уже являются сами по себе рыночными продуктами, которые продаются и покупаются.

Исключение можно сделать для такого продукта вторичной переработки, как метанол. Метанол (метиловый спирт) – химический реагент, крайне необходимый в производстве, особенно для нефтегазовых компаний, ведущих свою деятельность в условиях Крайнего Севера. Это вещество обладает «антипробковым» эффектом, тем самым не позволяет замерзать газу. Для нормального функционирования Норильскгазпрому ежегодно требуется до семи тысяч тонн метилового спирта. Ранее метанол приобретали и соответственно поставляли партиями. Однако в последнее время было решено принципиально изменить схему транспортировки, закупая метанол в полном объеме задолго до начала навигации. Преимущества от подобного нововведения состоят, прежде всего, в обеспечении большей безопасности функционирования имеющихся газопроводов и значительной экономией средств (до 25-50%).

Главными производителями метанола в России, обеспечивающими порядка 90% валового выпуска являются компании Метафакс, Томский НХК, Азот (Новомосковск), Щекиназот. Кроме того, специалисты Ямбурггаздобычи вместе с учеными разработали новую технологию получения метанола из низконапорного природного газа, решая, тем самым, проблему его утилизации. Технология вполне соответствует условиям Крайнего Севера, снижает энергозатраты и дает высокое качество продукции. В основе технологии находятся малотоннажные установки, позволяющие на месте перерабатывать низконапорный газ в жидкие продукты, в частности в моторное топливо.

Вариант реализации газового конденсата для переработки на одном из НПЗ возможен, однако оплата конденсата будет строиться по принципу: цена нефти + небольшая премия. Такой принцип оплаты строится из того, что мощности НПЗ рассчитаны, прежде всего, на прием нефти, а не конденсата. Нефтепереработчики не рискуют модернизировать свои мощности под конденсат, поскольку риск постоянной загрузки будет по-прежнему достаточно высок. Как следствие, переработка газового конденсата на мощностях НПЗ даст выход продукции ненамного выше, чем при загрузке НПЗ нефтью.

Специализированных перерабатывающих производств, рассчитанных на загрузку газовым конденсатом буквально единицы, например, Салаватнефтеоргсинтез. Также подобные мощности существуют на территории Финляндии.

Существует также вариант реализации газового конденсата по системе Транснефти, как обычной нефти. В этом случае цена конденсата будет оцениваться, как цена нефти. На примере того же Сургутского ЗСК реализация продукции происходит следующим образом:

1) Газ сепарации и газ деэтанизации реализуются конечному потребителю на узлах учета входа в магистральный газопровод соответственно.

2) Продукты переработки конденсата, реализуемые на внутреннем рынке, отпускаются с Сургутского ЗСК.

3) Экспортируемые продукты переработки конденсата реализуются на условиях EXW[5] (дизельное топливо) и DAF[6] (стабильный конденсат как нефть по системе Транснефть).

На июль 2003 г. минимальные цены реализации стабильного конденсата, включая НДС, на условиях франко-завод составляли:

    Севергазпром (ОСТ 51.65-80) – 3500 руб. за тонну; Астраханьгазпром (ТУ 38.101-524-93) – 2700 руб. за тонну; Кубаньгазпром (ОСТ 51.65-80) – 3500 руб. за тонну; Оренбурггазпром (ОСТ 51.65-80) – 2754 руб. за тонну; Сургутгазпром (ГОСТ 9965-76) – 1260 руб. за тонну; Уренгойгазпром (ОСТ 51.65-80) – 3050 руб. за тонну.

Географических направлений реализации по сути три – реализация по реке на Ангарский нефтехимический комбинат, цистернами железнодорожным транспортом на Салаватнефтеоргсинтез, либо экспортное направление в Финляндию.

Таблица 1.1. Добыча газового конденсата в России за 2000-2002 гг., тыс. т

Http://gasforum. ru/obzory-i-issledovaniya/750/

Переработка попутного нефтяного газа и газового конденсата в высококачественный автомобильный бензин и другие ценные продукты возможна с помощью мобильных автоматизированных каталитических установок с применением наноструктурированных цеолитных катализаторов. Данный способ позволяет не только утилизировать ПНГ, но и значительно удешевить производство автомобильного бензина, а также экономно расходовать нефтяные запасы.

Переработка попутного нефтяного газа и газового конденсата в высококачественный автомобильный бензин и другие ценные продукты возможна с помощью автоматизированных каталитических установок с применением наноструктурированных цеолитных катализаторов. Данный способ позволяет не только решить актуальную на сегодняшний день для нефтегазовой отрасли проблему утилизации ПНГ, но и значительно удешевить производство автомобильного бензина, а также экономно расходовать нефтяные запасы.

Если в нефти прямогонной бензиновой фракции содержится максимум 10-15%, то в газовом конденсате — до 80% и более. Так, например, если вы хотите получить 10 тысяч тонн высокооктанового (высококачественного) бензина, вам необходимо будет переработать примерно 100 000 тонн нефти. В то время как газового конденсата для получения такого же объема продукции потребуется около 15 тысяч тонн, что позволяет существенно экономить на сырье.

Газовый конденсат содержит в себе преимущественно именно фракции, пригодные для производства высококачественного бензина. Однако газовый конденсат и ПНГ существенно труднее перерабатывать, чем ту же нефть. Дело в том, что молекулы метана и этана, входящие в их состав, являются химически инертными — практически никак не взаимодействуют с другими молекулами. Следовательно, попутный газ и газовый конденсат трудно во что-то преобразовать. В связи с этим, попутный нефтяной газ в большинстве случаев из-за отсутствия соответствующей инфраструктуры сжигается на многих нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих предприятиях в хозяйственных целях.

Однако, используя модифицированные наноструктурированные цеолитные катализаторы, газовые конденсаты и попутный нефтяной газ можно перерабатывать в различные ценные продукты.

Важной особенностью наноструктурированных цеолитных катализаторов (в отличие от существующих промышленных металлических, оксидных и других) является то, что они обладают высокорегулярной микропористой структурой. Диаметр одной такой поры равен 6 – 8 ангстрем (1×10 -8 метра). По размеру они сопоставимы с такими «маленькими» молекулами, как этан, пропан, бутан и другими, содержащимися в попутном нефтяном газе и газоконденсате. Внутри каждой микропоры расположены суперкислотные активные центры. Попадая в эти «узкие» микропоры, молекулы самых химически инертных из органических соединений изолируются и под воздействием суперкислотных центров приобретают повышенную подвижность и реакционную способность, что позволяет значительно легче и при меньших энергетических затратах подвергать их различным химическим превращениям, образуя с их помощью различные ценные продукты.

Переработку газоконденсата и попутного нефтяного газа с помощью таких катализаторов проводят на специальных каталитических установках. Поступая в реактор такой установки, прямогонный бензин газоконденсата или газообразная фракция С2-С4 ПНГ сначала нагревается до определенной температуры, а затем вступает во взаимодействие с катализаторами (цеолитами) и модификаторами (оксидными системами). В результате всех этих сложных химических процессов ученые получают низшие олефины, арены или высоколиквидные высококооктановые бензины класса «Евро 5» и «Евро 6».

Такие установки полностью автоматизированы и мобильны, их можно использовать прямо на месторождениях.

низкая стоимость переработки и утилизации попутного нефтяного газа и газового конденсата,

Http://xn--80aaafltebbc3auk2aepkhr3ewjpa. xn--p1ai/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza/

Разместите на своей странице нашу кнопку! И мы разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на e-mail

В природном гаЗе многих месторождений содержатся такие ценные компоненты, как этан, пропан, бутан, сера, гелий, конденсат. Содержание этана в природном газе ряда месторождений достигает более 3 %, пропана – до 21 %. Основные запасы конденсата сосредоточены в газоконденсатных месторождениях Тюменской и Оренбургской областей. В газе многих месторождений (более 150) содержится сероводород, являющийся исходным сырьем для получения серы. В настоящее время как в нашей стране, так и в других странах наблюдается тенденция к более полному комплексному использованию всех флюидов, добываемых из недр, в том числе к комплексной переработке и использованию природного газа и конденсата на специально сооружаемых в местах добычи газа газохимических комплексах (ГХК).

При подготовке газа к трубопроводному транспорту и при его перекачке широко применяются процессы абсорбции, адсорбции, ректификации и низкотемпературной обработки.

Сероводород и углекислый газ являются балластными примесями в природном газе, а сероводород, кроме того, является сильным коррозионным соединением. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа может производиться жидкими химическими поглотителями (абсорбционные способы) и твердыми поглотителями (адсорбционные способы). В качестве химического поглотителя при абсорбционном способе очистки природного газа широко применяются водные растворы этаноламина.

По одной из технологических схем предварительно очищенный и осушенный природный газ охлаждается в других теплообменниках до температуры -140° С, затем полученная газожидкостная смесь проходит дроссель и подается для разделения в ректификационную колонну. Из верхней части этой колонны выходит смесь гелия с азотом, а из нижней части-сухой газ, состоящий в основном из метана. Для охлаждения ректификационной колонны используют жидкий метан и поддерживают температуру в верхней ее части на уровне -191° С. Смесь гелия с азотом из ректификационной колонны поступает в сепаратор и затем в теплообменник, где она охлаждается жидким азотом и разделяется вхледую-щем сепараторе на гелиевый концентрат, содержащий 85 % гелия, и азот. Затем гелиевый концентрат очищают от водорода, осушают окисью алюминия и компримируют до 20 МПа. Подготовленный таким образом гелиевый концентрат охлаждают до -207° С и после сепарации получают газовую фазу, содержащую 99,5 % гелия. После очистки ее активированным углем, охлаждаемым жидким азотом, получают гелий с чистотой не менее 99,88 %.

Из природного газа при более полном и рациональном использовании всех его компонентов (этана, пропана, бутана) можно вырабатывать этилен, пропилен, изобутилен и из них получать целый ряд пластических масс и продуктов нефтехимии.

Http://www. matrixplus. ru/ongprom-020.htm

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий