Углеводороды | устройство мини нпз по переработке газового конденсата

устройство мини нпз по переработке газового конденсата

ООО НПК “Техно-Тек” производит оборудование:

  • установки по переработке углеводородов (нефть, газовый конденсат) с получением бензина, керосина, дизельного топлива соответствующих ГОСТам РФ путём каталитического ЦЕОФОРМИНГА;
  • установки по производству дорожного и строительного битума;
  • установки для утилизации нефтешламов;
  • изготавливаем блоки для мини-нпз (испарители, печи, колонны, теплообменники, рекуператоры. );
  • для монтажных работы любой сложности, ремонтные работы, пуско-наладочные работы и обучение персонала.

Предлагаем Вашему вниманию нефтеперерабатывающую установку для производства готовых товарных продуктов, презентацию можно скачать в формате pptx: СКАЧАТЬ ПРЕЗЕНТАЦИЮ

Мини НПЗ – это заводы по нефтепереработке мощностью менее одного миллиона тонн нефти в год. Подобные малотоннажные установки являются доступными для широкого круга бизнес-проектов благодаря своей выгодной цене. Объём производимой продукции от 20 до 20 0 куб/м. в сутки.

Изготовим любой сложности КОМПЛЕКТУЮЩИЕ, КОЛОННЫ, ТЕПЛООБМЕННИКИ и т.п.

В отличие от гигантских дорогостоящих производств по переработке нефти и газового конденсата, у мини-НПЗ нет проблем с инфраструктурой, обслуживанием огромной территориальной зоны, дальней транспортировкой сырья и продукции, а также – с поддержанием дорогостоящего оборудования в рабочем состоянии. Мини НПЗ – это мобильные производства, полностью автоматизированные, не требующие большого штата сотрудников и сохраняющие работоспособность в любом климате.

Мини-НПЗ способны перерабатывать и нефть, и газовый конденсат без каких-либо изменений в конструкции оборудования. Установки предназначены для производства бензина, дизельного топлива и мазута на месторождении или в непосредственной близости к потребителям нефтепродуктов. Производство нефтепродуктов создается при умеренном капиталовложении и в короткие сроки.

МиниНПЗ нашего производства полностью автоматизированы и предназначены для работы с минимальным количеством обслуживающего персонала.

Область применения мини НПЗ – это обеспечение топливом небольших регионов или крупных предприятий. Существенное преимущество мини НПЗ нашей компании – это ставка на небольшой перечень производимых топлив, имеющих стабильный спрос на рынке.

Характеристика придонных и резервуарных нефтешламов.

Углеводороды от 5 до 90%
Вода от 1 до 72%
Механические примеси от 0,8 до 85%
Плотность нефтешламов от 830 до 1700 кг/м3
Температура застывания от -3 до +80 град-с
Температура вспышки от 35 до 120 град-с.

Нефтяные шламы являются основными отходами нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Данный тип отходов образуется в процессе бурения скважин, в результате очистки сточных вод содержащих нефть на очистных сооружениях и во время чистки резервуаров. Шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, которые содержат в среднем (по массе):

Все шламы представляют собой определенную опасность, поэтому они хранятся в специальных шламонакопителях. Шламонакопители, представляющие собой земельные емкости открытого типа предназначенные для хранения шламов, занимают довольно большие территории. Кроме того, подобные сооружения пожароопасны, и являются источником потенциального загрязнения окружающей среды, которое происходит вследствие испарения нефтепродуктов. Результатом такого испарения является загрязнение почв и грунтовых вод. Поэтому сегодня обезвреживание и полная утилизация нефтяных шламов является одной из острейших проблем для нефтедобывающих регионов.

Способы переработки нефтяных шламов

В настоящее время широко применяются следующие методы переработки и обезвреживания нефтяных шламов:

1. Сжигание нефтяного шлама в виде водных эмульсий с последующей утилизаций выделяющегося тепла. Этот способ является самым распространенным, поскольку он наиболее простой и надежный. Однако при данной технологии сложно добиться экономического эффекта, что недопустимо в современных условиях.

2. Обезвоживание и сушка нефтяного шлама с возвратом образованных нефтепродуктов в производство (данный процесс по сравнению с предыдущим более прогрессивный, однако требует куда больших капиталовложений).

3. Переработка нефтяного шлама в пирогаз. Данная технология позволяет повысить коэффициенты использования нефти, и сегодня является самой передовой, поскольку из отходов в данном случае получается высококачественное топливо. Однако не каждый мусороперерабатывающий завод решается установить у себя подобную установку ввиду ее относительно высокой стоимости. Хотя вовсе напрасно – сегодня завод по переработке шламов может являться рентабельным высокодоходным предприятием.

Газовый конденсат по своей сути является жидкими углеводами с содержанием таких легких газов как:

Переработка газового конденсата заключается в выделении газов из конденсата с целью получения таких видов продуктов в стабильном состоянии как:

Достигается это на крупных предприятиях специализирующихся на переработке газовых конденсатов посредством технологической процедуры, состоящей из таких этапов:

1. Ректификация, заключающаяся в процедуре разделения смеси посредством теплообмена между газовыми и жидкими компонентами;

2. Гидроочистка сернистых соединений в сырье посредством водорода при высоком уровне давления и температуры;

3. Изомеризация, заключающаяся в изменение структуры вещества с целью повышения его октанового числа.

Переработка газового конденсата – это выделение газов из конденсата, и получение, таким образом, двух продуктов в стабильном состоянии, подлежащих дальнейшему использованию: легких углеводов и прямогонного бензина (бензина газового стабильного).

Переработка осуществляется на заводах по переработке газовых конденсатов, самые крупные из которых обладают огромными мощностями (до 6 млн. тонн в год). Вкратце, технологический цикл делится на несколько фаз:

  • ректификация в специальных ректификационных колоннах, непрерывная или периодическая, представляющая процесс разделения смеси, путем теплообмена между жидкой и газовой составляющими;
  • гидроочистка – процесс, направленный на снижение сернистых соединений в нефтепродуктах, происходящий при высокой температуре и повышенном давлении под воздействием водорода;
  • изомеризация (с рециклом) – изменение структуры вещества для повышения октанового числа у бензинов, бывает высоко-, средне-, и низкотемпературной, последняя считается наиболее перспективным методом.

Итогом переработки конденсата является получение моторных топлив высокого качества (высокооктановых): бензинового, авиационного, дизельного, а также сырья (полимеров) для производства полиэтилена, полипропилена, полистирола, поливинилхлорида, синтетических каучуков, полиэфира, бутилового спирта, ацетона, фенола и т.д.

Переработка газового конденсата служит для получения таких видов продуктов:

  • Высококачественные моторные масла;
  • Высокооктановые марки бензина;
  • Различные виды полимерных материалов.

Установка по переработке газового конденсата (нефти)

Установка по переработке газового конденсата включает в себя следующие блоки:

Блок гидроочистки фр. НК-360 °С (см. технология гидроочистки);

Блок ректификации продуктов гидроочистки на фракции для дальнейшей переработки;

Блок каталитического риформинга (см. технология каталитического риформинга и техническое описание);

Блок гидроизомеризации легкого бензина;

Узел компаундирования товарных продуктов.

товарные бензины Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97, Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по ГОСТ Р 51866-2002, (соответствует нормам Евро-3) и Супер Евро-98 по ГОСТ Р 51313-99. Установка рассчитана на максимальный выпуск Премиум Евро-95;

дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005 (Евро-4);

Требования к качеству современных высокооктановых автобензинов, выпускаемых по спецификации Евро-3 и выше ограничивают содержание в них бензола величиной не более 1,0 % об.

Для достижения данного показателя по содержанию бензола в технологии используется процесс гидроизомеризации, который включает в себя гидрирование бензола, содержащегося в фракции нк-85 С продуктов риформинга и в фракции нк-85 °С продуктов гидроочистки, с последующей его изомеризацией в метилциклопентан (МЦП). В процессе протекают также реакции изомеризация н-парафинов в изо-парафины, что также приводит к увеличению октанового числа получаемого продукта. Побочные реакции – раскрытие нафтеновых колец с образованием гексанов и гидрокрекинг сырья до продуктов с меньшим числом углеродных атомов, преимущественно пропана и бутанов.

В данной технологии на блоке гидроизомеризации использовано сырьё, состоящее из смеси фракции нк-85 °С гидрогенизата и фракции НК-85 °С риформата. На этом сырье получается гидроизомеризат с октановым числом по ииследовательскому методу ОЧИ не менее 79 (76 ОЧМ).

Для выпуска товарного бензина Регуляр Евро-92, рекомендуются рецептура 60 % мас. тяжелого риформата и 40 % мас. гидроизомеризата, что соответствует балансовому выпуску продуктов на установке. Для производства бензинов Премиум Евро-95 и Аи-98 необходимо в составе использовать МТБЭ в концентрации до 15 % мас.:

Месторасположение: Республика Казахстан, Кызылординская область, месторождение «Кенлык»

Производительность установки по входному газу: 110 млн. нм 3 /год

СПБТ (смесь пропан-бутан техническая) – до 40 тыс. тонн/год

Конденсат газовый стабильный – до 10 тыс. тонн/год

СОГ (сухой отбензиненный газ) – до 95 млн. нм 3 /год

Концептуальный инжиниринг, проектирование, поставка оборудования, шефмонтаж, пусконаладка.

Период выполнения работ: январь 2010- июль 2011 г.г.

Установка комплексной переработки попутного нефтяного газа производительностью по входящему газу 110 млн. нм 3 /год размещена на площадке нефтяного месторождения «Кенлык», находящегося в Кызылординской области Республики Казахстан. Вырабатываемая продукция – СОГ (сухой отбензиненный газ) по СТ РК 1666-2007, полностью соответствующий СТО Газпром 089-2010, смесь пропан-бутан технического по ГОСТ 20448-90 и конденсат газовый стабильный по СТ РК 2188-2012.

Хорошо известно, что именно нефтяная отрасль Казахстана на сегодняшний день является одной из важнейших в экономической инфраструктуре республики. Доходы от поставок нефтегазового сырья и нефтепродуктов собственного производства на внутренний и внешний рынки во многом обеспечивают невиданное увеличение ВВП на 5-10% ежегодно, создавая предпосылки для дальнейшего процветания и выдвижения Республики Казахстан в число наиболее динамично развивающихся стран мира. Вот почему столь значимым фактором является постоянное увеличение доли недропользования, включая наращивание темпов разведки и пуска в эксплуатацию все новых месторождений нефти и газа. Помимо только финансового фактора правительство Республики Казахстан в последние несколько лет ужесточила надзор и в экологической сфере, стараясь минимизировать выброс углеводородов в атмосферу. В связи с этим, был разработан и подписан закон «О недрах и недропользовании», устанавливающий требование к нефтекомпаниям об утилизации 95% добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ), ограничивающее объем его сжигания в факелах на месторождениях и повышающее платежи за сверхлимитное сжигание газа.

Компания «Саутс-Ойл» заслуженно считается одним из наиболее успешных и динамично развивающихся предприятий на нефтегазовом рынке Казахстана, поэтому задачи, поставленные выше, особенно актуальны для них. Мы предложили компании «Саутс-Ойл» ряд высокоэффективных решений, которые позволили не только решить проблемы со сжиганием попутного нефтяного газа, но и даже заработать на этом. Кроме того, рекомендуемые нами решения быстро реализуемы – не более 1,5-2-х лет с подписания контракта. Если перефразировать известную поговорку, то наша компания всегда «убивает» сразу трех зайцев: решает экологическую проблему, помогает заработать заказчику и реализует всё это в кратчайшие сроки.

Если повести итог всего вышенаписанного, то основная цель данного проекта – это максимальная переработка попутного нефтяного газа с получением высококачественных продуктов, востребованных у покупателей в Казахстане и за его пределами.

Попутный нефтяной газ (далее-ПНГ) – это природный углеводородный газ (смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. ПНГ является побочным продуктом нефтедобычи, но при этом также ценным сырьем для дальнейшей переработки. Однако в отличие от природного газа, добычу которого можно регулировать в зависимости от объёма потребления, попутный газ извлекается вместе с нефтью, независимо от того имеются или отсутствуют условия для его использования. Поэтому было очень важно обеспечивать широкое регулирование производительности установки по входному потоку ПНГ.

Технологические решения, предложенные нашей компанией основаны на обширной практике передовых североамериканских нефтегазовых компаний и позволяют добиться этого с наилучшими показателями безопасности и эффективности.

Для выполнения вышеперечисленных технических решений нашей компанией предложена, спроектирована, согласована с заказчиком, поставлена и успешно запущена в работу установка комплексной переработки попутного нефтяного газа, состоящей из следующих блоков:

Блок приема попутного нефтяного газа предназначен для отделения свободной воды, углеводородного конденсата и механических примесей. Сепаратор входящего газа представляет собой емкостной аппарат, расположенный вертикально. Аппарат и основная обвязка выполнена на скиде.

Компрессорная станция, состоящая из 2-х поршневых машин AJAX DPC-2804, предназначена для компримирования попутного нефтяного газа до давления 60 бар изб. Компрессоры типа AJAX DPC-2804 с четырьмя поршневым блоками цилиндров и интегрированным двигателем компрессорного блока. Данный вид агрегата оснащён двухтактным двигателем. Компрессоры данного типа известны своим «вечным» сроком службы, легкостью в эксплуатации и низкими технологическими затратами. Они крайне неприхотливы в обслуживании и могут работать практически на любом составе газа. В данном проекте компрессоры установлены под навесом, что защищает агрегат от атмосферных осадков, а также прямых солнечных лучей, что позволяет избежать дополнительных рисков при эксплуатации. Также такое техническое решение значительно облегчает работу операторов, что в итоге ведет к меньшим капитальным затратам и как следствие к меньшим срокам окупаемости.

Трехфазный сепаратор представляет собой емкостной аппарат, расположенный горизонтально. Основное назначение трехфазного сепаратора – это отделение, образованного в процессе сжатии газа, конденсата. С верха трехфазного сепаратора выходит газ, из «середины» конденсат, а третья фаза (водная) направляется в дренажную емкость периодического опорожнения.

Молекулярно-ситовой осушитель газа представляет собой аппараты колонного типа. Основное его назначение – это выделение влаги из газа, т.е. доведение точки росы газа до уровня, необходимого для дальнейшей переработки газа. В качестве адсорбента используются молекулярные сита (цеолиты). Процесс осушки на цеолитах включает в себя стадию адсорбции (поглощение воды цеолитами), и процесс десорбции – регенерация цеолита (выделение воды из пор цеолита). Процесс десорбции ведут газом регенерации, поступающим из печи нагрева газа регенерации молекулярных сит.

Блок сепарации состоит из 2-х сепараторов и 2-х пластинчатых теплообменников.

Пластинчатые теплообменники участвуют в процессе охлаждения газа, либо за счет рекуперации, либо за счет внешнего холодильного контура.

Низкотемпературный и холодный сепараторы представляет собой емкостные аппараты, расположенные на одном скиде. Основное назначение аппаратов – это отделение конденсата от газа после резкого понижения температуры.

Блок предназначен для получения СПБТ и конденсата газового стабильного. В его состав входят 2 колонны со всеми сопутствующими аппаратами, такими как ребойлеры, емкости рефлюкса, насосы и аппараты воздушного охлаждения.

Колонна-деэтанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-деэтанизатора – это выделение этановой фракции.

Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса деэтанизатора. Так же в колонну-деэтанизатор предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового потока через ребойлер деэтанизатора.

Колонна-дебутанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-дебутанизатора – это разделение пропан-бутана и С5+.

Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, размещенными на скиде ёмкости рефлюкса дебутанизатора, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса дебутанизатора. Так же в колонну-дебутанизатора предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового продукта через ребойлер дебутанизатора.

Для генерации внешнего холода применена установка искусственного холода на основе пропана на базе винтовых компрессоров производства фирмы Vilter (США) по схеме: один компрессор в работе, а один в резерве. Компрессоры установлены над навесом, что делает оборудование менее уязвимым к атмосферным осадкам и прямым солнечным лучам, что продлевает срок службы оборудования. Также такое техническое решение облегчает работу операторов.

Для хранения готовой продукции и отпуска ее потребителям проектом предусмотрена специализированная площадка базы хранения, площадка насосно-компрессорной и площадка налива СПБТ и конденсата газового стабильного, расположенная отдельно от основного технологического оборудования. В состав технологических сооружений этой площадки входят:

• Резервуарный парк хранения продукции (4 емкости марки ПС-200-0-2-И объемом 200м 3 для СПБТ и 1 емкость марки 1-200-1,0-3-И 200м 3 для конденсата газового стабильного)

• Насосно-компрессорное отделение (два насоса марки FAS-LGL 3 и два компрессора марки FAS-601/602 для СПБТ, для конденсата газового стабильного два насоса марки FAS-LGL 3)

• Узел налива продукции в автоцистерны-газовозы (две колонки для СПБТ и одна для конденсата газового стабильного)

Все технологическое оборудование и емкости оборудованы предохранительными клапанами для сброса излишков газа на факельный коллектор и защиты аппаратов от превышения давления .

Печь нагрева представляет собой нагревательный аппарат, где для нагрева теплоносителя используется тепло, выделяемое при сжигании топливного газа. Кроме самой печи в комплект блока входит расширительный бак теплоносителя с насосами.

Для обеспечения установки инструментальным воздухом была поставлена компрессорная станция КИПиА на базе винтового компрессора марки SM11 и адсорбционного осушителя холодной регенерации марки DC 12 E (на точку росы минус 70°C) производства немецкой компании Kaeser Kompressoren.

Технологический процесс, а также аппараты установки оборудованы современными контрольно-измерительными приборами, а также всей необходимой предохранительной, запорной, отсечной и регулирующей арматурой. Это позволяет “мониторить” технологический процесс в автоматическом/дистанционном режиме из помещения операторной.

Вид главной мнемосхемы, представленный ниже, содержит условно графические изображения технологических аппаратов, включая изображения потоков и электроагрегатов, анимированные изображения датчиков, запорной, регулирующей арматуры и органов управления.

• Всего за 18 месяцев был выполнен проект «под ключ».

• На данный момент заказчик уже более 4 лет эксплуатирует нашу установку, получая высокачественный продукт, который реализуется на рынке Республики Казахстан (а также за ее пределами) по очень выгодным ценам. Кроме этого, часть полученной продукции ТОО «Саутс-Ойл» использует для собственных нужд, а часть использует для поставок населению.

• Нефтекомпания «Саутс ойл» внедрила технологию глубокой переработки попутного газа, чем выполнила свои обязательства перед правительством Республики Казахстан и избежала, тем самым, значительных штрафов.

• Технология глубокой переработки, используемая на заводе по утилизации газа, значительно сократила выбросы в атмосферу за счет уменьшения сжигания газа на факелах.

• За время работы не произошло каких-либо форс-мажорных происшествий, либо значительных поломок оборудования.

• Инженеры компании своевременно и с большой ответственность относятся к сервисному обслуживанию оборудования, что позволяет ему работать безостановочно и выдавать необходимые продукты на протяжении всего периода эксплуатации.

• Из-за переменного характера подачи ПНГ установка доказала возможность работы в широких диапазонах регулирования.

• На установке обеспечен высочайший уровень безопасности, соответствующий всем мировым стандартам.

• Предприятие по утилизации ПНГ построено с расчетом на перспективу.

• Установка окупилась менее чем за 1,5 года.

• Система автоматики и мониторинга значительно облегчила работу операторов, а также свела вероятность человеческого фактора почти к 0.

Сепарация газоконденсатной смеси на газ сепарации и нестабильный газовый конденсат ( а в отдельных случаях и выделение этана из конденсата) осуществляется прямо на нефтегазовом промысле.

После этого нестабильный газовый конденсат доставляется по магистральным конденсатопроводам на завод, где его перерабатывают, выделяя стабильный конденсат и продукты первичной переработки: бензин, дизтопливо, ШФЛУ, сжиженные газы, мазут, газ стабилизации и пр.

Особо эффективной является переработка высококачественного сырья (газовый конденсат и ШФЛУ) в товарные нефтяные топлива и продукцию нефтехимии .

Наличие качественного сырья позволяет сформировать технологическую схему и построить высокорентабельное предприятие с получением продукции, по номенклатуре и товарным показателям отвечающей современным требованиям к моторным топливам.

Для выпуска аналогичного количества высокооктановых бензинов при переработке нефти необходимо строить завод по глубокой переработке производительностью в 2-3 раза превышающей производительность предприятия перерабатывающего газовый конденсат.

Дополнительное преимущество, влияющее на себестоимость товарной продукции, – это отсутствие необходимости утилизировать тяжелые остатки, а это дорогостоящие процессы переработки, требующие значительных капитальных и эксплуатационных затрат.

Газоконденсатное сырье позволяет при строительстве установок по его переработке на территории РФ значительно снизить капитальные затраты на строительство, улучшить качество получаемой продукции, улучшить экологическую обстановку, снизить экспорт мазута.

На блок – схеме 1 показана технология переработки газового конденсата в высококачественные топлива.

Набор технологических процессов по переработке газоконденсатного сырья проектируются как единый комплекс, что исключает удорожание строительства, упрощает эксплуатацию и дополнительные межцеховые перекачки.

Описание процесса переработки газового конденсата

Сырье (нестабильный газовый конденсат) поступает на блок первичной ректификации С-100.

В блоке первичной ректификации (С-100) проводят ректификацию нестабильного газового конденсата с получением фр. НК- 75 (95) °С сырья гидроочистки – С-200 и фр. 75 (95) – КК сырья гидроочистки – С-300.

1. Фракция НК- 75 (95) °С поступает в С-200 для гидрирования непредельных углеводородов и очистки от сернистых и азотистых соединений с последующей ректификацией на фракции, которые перерабатываются на установке низкотемпературной изомеризации (С-500) и установке дегидрирования пропан -бутановой фракции (С-600).

Полученная в С-200 гидроочищенная пентан – гексановая фракция поступает на установку изомеризации (С-500).

Сжиженные газы, полученные после гидроочистки и ректификации в С-200, поступают на установку (С- 600) для получения сырья установки получения метил – третбутилового эфира МТБЭ (этил – третбутилового эфира /ЭТБЭ/) С-700 и установки риформинга (олигомеризации) непредельных газов (С-900).

Дегидрирование фр. С3-С4 осуществляется непрерывно в кипящем слое катализатора, при давлении близком к атмосферному и температуре 560-580ºС.

2. Фракция 75 (95)ºС – КК поступает в С- 300 для гидрирования непредельных углеводородов и очистки от сернистых и азотистых соединений с последующей ректификацией на фракции фр. 85 -140 (180)ºС для переработки на установке каталитического риформинга (С-400) и фр.180 – КК для получения дизельного топлива или топлива для реактивных двигателей.

В схеме С-300 предусмотрен ректификационный узел для:

1. Выделения и стабилизации сырья каталитического риформинга;

2. Разделения потоков базовых компонентов топлива для реактивных двигателей и дизельного топлива.

После С-300 фр. 85-140 (180)ºС подается в С-400 на каталитическое риформирование.

Проведение процесса каталитического риформинга осуществляется в одну ступень на полиметаллическом катализаторе при пониженном давлении.

Технологической схемой предусматривается осушка и увлажнение циркулирующего водородсодержащего газа, осернение и оксихлорирование катализатора.

Дегидрированная фр. С4 из С- 600 поступает в процесс производства МТБЭ (ЭТБЭ) основанный на реакции селективного взаимодействия изобутилена, входящего в состав углеводородных фракции С4, с метанолом (этанолом) в мягких условиях (температура 50-80ºС, давление 7-12атм в зависимости от используемого сырья).

Технология позволяет производить как МТБЭ, так и ЭТБЭ, что значительно повышает качество производимых реформулированных бензинов.

Дегидрированная фр. С3 С-600 и отработанная фр. С4 установки МТБЭ (С-700) поступают на установку олигомеризации (риформинга) газов (фр. С3-С4), содержащих непредельные углеводороды, с применением твердых цеолитсодержащих катализаторов с получением в качестве товарного продукта высокооктанового компонента бензина.

Очищенная в процессе риформинга (олигомеризации) фракция сжиженных газов направляется в качестве рецикла на установку (С-600) дегидрирования.

От бензина риформинга газов отделяется фракция С5 для последующей этерификации с получением высокооктанового компонента (С-800).

Легкий бензин С-600 направляется в секцию 800 на этерификацию для получения высокооктанового компонента бензина.

Компонентный состав бензина комплекса по переработке газового конденсата

Набор технологических процессов комплексной установки

Наименование блока Владелец технологии

Секция-100. Установка деэтанизации газового конденсата ООО «САПР-НЕФТЕХИМ»

Секция-200. Гидроочистка фракции НК 75(95)°С с блоком ОАО ВНИИ НП ректификации сырья для установок дегидрирования и изомеризации

Секция-300. Установка гидроочистки фракции 75(95)°С-КК ОАО ВНИИ НП с блоком ректификации сырья для каталитического риформинга и получения компонента реактивного топлива и дизельного арктического топлива

Секция-400. Каталитический риформинг фракции 75(95)…140°С ООО «САПР-НЕФТЕХИМ»

Секция-500. Каталитическая изомеризация фракции НК 75°С ОАО «НПП Нефтехим» (г. Краснодар) ООО «НПФ «ОЛКАТ» г. С. Петербург

Секция-600. Установка дегидрирования пропан-бутановой ОАО НИИ «Ярсинтез» Фракции ООО «НПФ «ОЛКАТ»

Секция-800. Блок этерификации легкого бензина риформинга ОАО НИИ «Ярсинтез» /(олигомеризации) газов ООО «САПР – НЕФТЕХИМ»

Секция-900. Установка риформинга (олигомеризации) ООО «САПР-НЕФТЕХИМ» непредельных газов с установок дегидрирования и МТБЭ

Следует отметить, что Российская Федерация владеет в полном объеме современными технологиями для переработки газоконденсатного сырья в высококачественные товарные топлива.

Добавить комментарий