Варианты переработки нефти

C10G69/06 включая по крайней мере одну ступень термического крекинга в отсутствие водорода

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам глубокой переработки нефти с получением дизельного топлива. Изобретение относится к способу переработки нефти, включающему фракционирование нефти с получением газа, бензиновой и дизельной фракций, тяжелого газойля и гудрона, каталитическую гидроконверсию гудрона с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и тяжелого газойля, а также остатка каталитической гидроконверсии, перерабатываемого с получением концентрата ванадия и никеля, переработку суммы тяжелых газойлей с получением дополнительного количества бензиновых и дизельных фракций, а также переработку суммы дизельных фракций известными способами с получением дизельного топлива. Сумму газов перерабатывают путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризацией по меньшей мере части очищенного газа, переработку суммы тяжелых газойлей осуществляют путем термической конверсии совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и остатка термической конверсии, бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции и рецикловой бензиновой фракции, при этом каталитической гидроконверсии подвергают гудрон в смеси с остатком термической конверсии, а остаток каталитической гидроконверсии используют совместно с балансовой частью очищенного газа в качестве топлива для получения энергии для собственных нужд, а также в качестве сырья для выработки водорода. Технический результат – переработка нефти с получением в качестве монопродукта дизельного топлива с высоким выходом, а также независимость переработки нефти от сторонних источников электроэнергии и топлива. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам глубокой переработки нефти с получением моторных топлив, преимущественно, дизельных.

В настоящее время остро стоит задача глубокой переработки нефти с максимальной выработкой дизельного топлива как наиболее востребованного вида моторных топлив. Известные способы переработки нефти не позволяют перерабатывать нефть с получением только дизельного топлива, а также требуют расхода большого количества энергоресурсов со стороны – до 50-60 кВт·ч электроэнергии и до 70-80 кг топлива на 1 тонну переработанной нефти.

Известен способ переработки нефти [RU 2208626, опубл. 20.07.2003 г., МПК C10G 69/02], который включает нагрев и разделение нефти на фракции: газовую, широкую нефтяную с концом кипения не выше 350°C и тяжелую, с последующим гидрокрекингом последней с получением широкой фракции гидрокрекинга с концом кипения не выше 350°C и тяжелой фракции гидрокрекинга. Широкую нефтяную фракцию и широкую фракцию гидрокрекинга подают в реактор с неподвижным слоем цеолитсодержащего катализатора, полученные обессеренные фракции фракционируют с получением газа, пропан-бутановой, бензиновой и дизельной фракций – компонентов моторных топлив.

Недостатками способа является низкий выход дизельной фракции (до 20% масс. на сырье), а также высокий выход малоценных остаточных продуктов (остатка гидрокрекинга) – до 26% масс.

Известны способы глубокой переработки нефти, позволяющие увеличить выход дизельного топлива [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под редакцией Б. И. Бондаренко, М.: Изд-во РГУ, 2003 г. – 201 с.], включающие фракционирование нефти с получением в том числе дизельной фракции, вакуумного (тяжелого) газойля и гудрона, последующий раздельный гидрокрекинг тяжелого газойля и гудрона с получением дополнительного количества дизельных фракции и дальнейшую переработку суммы дизельных фракций известными методами с получением 50-55% дизельного топлива.

Недостатком известных способов является невысокий выход дизельного топлива.

Наиболее близким аналогом изобретения, принятым в качестве прототипа, является способ комплексной безотходной переработки углеводородного сырья [X. Кадиев, Дж. Заркеш. Новая технология комплексной безотходной переработки углеводородного сырья. 5-я конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков, Москва, 23-24.04.2010, с.21], включающий фракционирование нефти на газ, бензино-дизельные дистилляты, вакуумный (тяжелый) газойль и гудрон, легкий гидрокрекинг тяжелого газойля с получением дополнительного количества бензино-дизельных дистиллятов и тяжелого газойля, каталитический крекинг тяжелого газойля с получением дополнительного количества газа (пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций), бензиновой фракции, легкого газойля, рециркулируемого на стадию гидроконверсии, и тяжелого газойля (остатка) каталитического крекинга, выводимого в качестве продукта, гидроконверсию гудрона в смеси с легким газойлем с получением газа, бензино-дизельных дистиллятов, тяжелого газойля, а также золы ванадия и никеля, а также переработку полученных бензино-дизельных фракций известными способами с получением бензина и дизельного топлива.

Недостатком известного способа является то, что он не позволяет получать дизельное топливо с высоким выходом. Так, согласно балансу гидроконверсии карбоновой нефти [Д. М. Уодсворт, С. Н. Хаджиев. Технология переработки остатков ШЛГ-ИНХС РАН для России. Москва, 22.06.2011, 15 с.] технология позволяет получить около 68,2% дизельного топлива. Способ также требует расхода 70,6-72 кг природного газа на 1 тонну перерабатываемой нефти и значительного количества электроэнергии со стороны.

Задача изобретения – безостаточная переработка нефти с выработкой монопродукта – дизельного топлива с высоким выходом, а также энергонезависимость переработки от сторонних источников электроэнергии и топлива.

Технический результат, который может быть достигнут при осуществлении способа:

– безостаточная переработка нефти с выработкой монопродукта – дизельного топлива (без учета сопутствующих продуктов – серы и концентрата ванадия и никеля) за счет переработки очищенного от серы углеводородного газа путем каталитической дегидроциклодимеризации, переработки бензиновой фракции термической конверсии путем каталитической олигомеризации, переработки тяжелого газойля в смеси с суммарной бензиновой фракцией путем термической конверсии, переработки суммы остаточных фракций (гудрона и остатка термической конверсии) путем каталитической гидроконверсии с получением дополнительного количества дизельных фракций, а также остатка гидроконверсии, используемого в качестве топлива и сырья для производства водорода,

– обеспечение энергонезависимости переработки от сторонних источников электроэнергии и топлива за счет использования по меньшей мере части остатка гидроконверсии и очищенного углеводородного газа в качестве топлива для получения электрической и тепловой энергии для собственных нужд.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем фракционирование нефти с получением газа, бензиновой и дизельной фракций, тяжелого газойля и гудрона, каталитическую гидроконверсию гудрона с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и тяжелого газойля, а также остатка гидроконверсии, перерабатываемого с получением концентрата ванадия и никеля, переработку суммы тяжелых газойлей с получением дополнительного количества бензиновых и дизельных фракций, а также переработку суммы дизельных фракций известными способами с получением дизельного топлива, особенностью является то, что сумму газов перерабатывают путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа, переработку суммы тяжелых газойлей осуществляют путем термической конверсии совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и остатка термической конверсии, бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции и рецикловой бензиновой фракции, при этом каталитической гидроконверсии подвергают гудрон в смеси с остатком термической конверсии, а остаток каталитической гидроконверсии используют совместно с балансовой частью очищенного газа в качестве топлива для получения энергии для собственных нужд, а также в качестве сырья для выработки водорода.

Все стадии процесса осуществляют в известных условиях: условия очистки суммы газов от сероводорода описаны, например, в [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под редакцией Б. И. Бондаренко, М.: Изд-во РГУ, 2003 г. – с.91], условия каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа описаны, например, в [RU 2089778, МПК F17D 1/16, опубл. 10.09.1997 г.], условия термической конверсии суммы тяжелых газойлей совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации описаны, например, в [RU 2124549, МПК C10G 9/00, опубл. 10.01.1999 г.], условия каталитической олигомеризации бензиновой фракции термической описаны, например, в [RU 2191203, МПК C10G 50/00, опубл. 20.10.2002 г.], условия каталитической гидроконверсии описаны в [X. Кадиев, Дж. Заркеш. Новая технология комплексной безотходной переработки углеводородного сырья. 5-я конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков, Москва, 23-24.04.2010, – 23 с.].

В заявляемом способе переработка суммы газов путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа позволяет получить дополнительное количество бензиновой фракции, сбалансировать количество газа, направляемого на выработку водорода и используемого в качестве топлива, а также получить водородсодержащий продукт каталитической дегидроциклодимеризации. Переработка суммы газов позволяет преобразовать газообразный продукт в жидкие фракции и водород, которые в последующем используются для выработки дополнительного количества дизельного топлива, и тем самым исключить сжиженные газы из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.

Переработка суммы тяжелых газойлей совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации путем термической конверсии позволяет получить дополнительное количество дизельных фракций в результате метатезиса легких и тяжелых олефиновых углеводородов сырья, гидрогенолиза тяжелых углеводородов и тем самым исключить тяжелый газойль из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.

Каталитическая олигомеризация бензиновой фракции термической конверсии, содержащей 40-50% олефинов, позволяет получить дополнительное количество дизельной фракции и рецикловую бензиновую фракцию, направляемую на термическую конверсию в составе суммы бензиновых фракций, и тем самым исключить бензин из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.

Каталитическая гидроконверсия гудрона совместно с остатком термической конверсии позволяет получить дополнительное количество дизельной фракции, рецикловые потоки газа и бензиновой фракции, а также остаток гидроконверсии, и тем самым исключить остаточные фракции из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.

Использование остатка гидроконверсии совместно с оставшейся частью очищенного газа в качестве сырья для выработки водорода известными способами, а также в качестве топлива с целью получения энергии для собственных нужд позволяет обеспечить энергонезависимость переработки нефти от внешних источников электроэнергии и топлива и тем самым исключить котельное топливо из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.

Таким образом, единственным товарным монопродуктом переработки нефти будет являться дизельное топливо, получаемое при переработке суммы дизельных фракций известными методами. При переработке сернистых нефтей в качестве сопутствующего продукта будет дополнительно вырабатываться сера, а при переработке металлсодержащих нефтей – концентрат ванадия и никеля.

Обезвоженную и обессоленную нефть (I) подвергают фракционированию на блоке 1 с получением газа (II), бензиновой (III) и дизельной фракций (IV), тяжелого газойля (V) и остатка (VI).

Тяжелый газойль фракционирования (V) совместно с тяжелым газойлем гидроконверсии (VII), бензиновыми фракциями фракционирования (III) и гидроконверсии (VIII), рецикловой бензиновой фракцией (IX) и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации (X) подвергают термической конверсии на блоке 2 с получением газа (на схеме не показан), бензиновой фракции термической конверсии (XI), дизельной фракции (XII) и остатка термической конверсии (XIII).

Остаток фракционирования (VI) совместно с остатком термической конверсии (XIII) на блоке 3 подвергают каталитической гидроконверсии с получением тяжелого газойля (VII), бензиновой (VIII) и дизельной (XIV) фракций, а также остатка каталитической гидроконверсии (XV), который используют совместно с частью очищенного газа (XVI) для выработки водорода, получения электроэнергии и тепла для собственных нужд, а также ванадий-никелевого концентрата (на схеме не показано).

Сумму газов (на схеме условно показан поток газа фракционирования (II)) на блоке 4 очищают известными способами от сероводорода, например, с получением серы (XVII), а затем по меньшей мере часть очищенных газов, не использованных в целях выработки водорода и получения электроэнергии и тепла для собственных нужд (на схеме не показано), подвергают каталитической дегидроциклодимеризации на блоке 5 с получением продукта (X), содержащего преимущественно ароматические углеводороды бензинового фракционного состава и водород и направляемого далее на термическую конверсию на блок 2.

Бензиновую фракцию термической конверсии, содержащую около 50% олефинов, на блоке 6 подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции (XVIII) и рецикловой бензиновой фракции (IX), направляемой далее на термическую конверсию на блок 2.

Суммарную дизельную фракцию (XIX), полученную смешением дизельных фракций (IV), (XII), (XIV) и (XVIII), перерабатывают известными способами в дизельное топливо, например путем гидроочистки, гидродепарафинизации, гидродеароматизации, стабилизации и компаундирования (на схеме не показано).

Пример 1. Нефть (100%, здесь и далее – % масс. на сырье) Новотомышского нефтяного месторождения, Ульяновская область (плотность при 20°C 890,5 кг/м 3 , вязкость кинематическая при 20°C 47,8 сСт, массовая доля серы 1,06%, НК 70,9°C, перегоняется, % об. до 100°C 1,0, до 150°C 4,5, до 200°C 13,0, до 250°C 20,5, до 300°C 31,0) фракционируют с получением 0,5% газа, 9,6% бензиновой фракции, 26,3% дизельной фракции, 35,6% фракции тяжелого газойля и 28% остатка (гудрона).

Сумму фракций тяжелого газойля совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации (с учетом фракции стабилизации дизельной фракции) подвергают термической конверсии с получением 4,4% газа, 22,6% бензиновой фракции, 46,9% дизельной фракции и 4,1% остатка.

Бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением 11,9% рецикловой нафты, 8,4% дизельной фракции и 2,3% фракции тяжелого газойля.

Сумму остатков фракционирования и термической конверсии подвергают каталитической гидроконверсии с получением 2,1% газа, 2,9% бензиновой фракции, 11,2% дизельной фракции, 11,4% фракции тяжелого газойля и 4,5% остатка.

Общее количество очищенного газа составило 7,8% (с учетом газов гидроочистки дизельной фракции). Из них 3,0% газа подвергают каталитической дегидроциклодимеризации с получением продукта, направляемого на стадию термической конверсии, 2,6% газа направляют на производство водорода методом паровой конверсии. 4,5% остатка и 2,2% газа используют для выработки электроэнергии и тепла.

Всего получено 92,8% дизельной фракции, после гидроочистки которой получено 90,0% дизельного топлива.

Кроме того, при переработке нефти в качестве сопутствующей продукции получено 1,05% серы и ванадий-никелевый концентрат, содержащий 0,087% ванадия и 0,015% никеля.

При необходимости выход дизельного топлива может быть увеличен на 1,8-2% за счет каталитической дегидроциклодимеризации всей суммы газов, если по экономическим соображениям целесообразно использование более дешевого газового топлива со стороны.

Из примера следует, что предлагаемый способ позволяет получать при переработке нефти в качестве основного товарного монопродукта только дизельное топливо с высоким выходом без использования электроэнергии и топлива со стороны.

Предлагаемый способ может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.

Способ переработки нефти, включающий фракционирование нефти с получением газа, бензиновой и дизельной фракций, тяжелого газойля и гудрона, каталитическую гидроконверсию гудрона с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и тяжелого газойля, а также остатка каталитической гидроконверсии, перерабатываемого с получением концентрата ванадия и никеля, переработку суммы тяжелых газойлей с получением дополнительного количества бензиновых и дизельных фракций, а также переработку суммы дизельных фракций известными способами с получением дизельного топлива, отличающийся тем, что сумму газов перерабатывают путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа, переработку суммы тяжелых газойлей осуществляют путем термической конверсии совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и остатка термической конверсии, бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции и рецикловой бензиновой фракции, при этом каталитической гидроконверсии подвергают гудрон в смеси с остатком термической конверсии, а остаток каталитической гидроконверсии используют совместно с балансовой частью очищенного газа в качестве топлива для получения энергии для собственных нужд, а также в качестве сырья для выработки водорода.

Http://www. freepatent. ru/patents/2515938

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают четыре основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 – 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 – 55% на исходную нефть. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится кминимуму.

Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка– гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.

Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.

Сырьем проектируемого НПЗ является Сосновская нефть. Она является высокосернистой, средней, высокопарафинистой. Состав и физико – химические свойства нефти приведены в таблице 1.1.

Http://prod. bobrodobro. ru/5520

Современные процессы переработки нефти направлены на использование богатейшего химического потенциала нефти, обусловленного широким групповым составом углеводородов и гетероатомных соединений. Для получения нужных органических веществ, повышения качества моторных топлив и их очистки от вредных примесей в промышленности нефтяные фракции и индивидуальные углеводороды подвергают термическому (термический крекинг, пиролиз, коксование), термокаталитическому (каталитический крекинг, каталитический риформинг, изомеризация, алкилирование) воздействию и гидрогенизации (гидроочистка и гидрокрекинг).

Цель переработки нефти – производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив и сырья для последующей химической переработки.

Современные процессы переработки направлены на использование богатейшего химического потенциала нефти, обусловленного широким групповым составом углеводородов и гетероатомных соединений.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района.

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций (фракции, выкипающие выше 350°С).

Этот вариант переработки нефти отличается от предыдущих вариантов большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных масел и топлив не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, моющих средств, фенола, ацетона, спиртов.

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50–100 м 3 /т), пластовую воду (200–300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10–15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:

— удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 7.2 представлена подобная система.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 8 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары 10, из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» 11 для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары 12 и из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1 — C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.1), или на газоперерабатывающих заводах (рис.1).

В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1 — C4.

Обессоливание и обезвоживание нефти. Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом, на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5– 1,0% и 100–1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05–0,1% и 3–5 мг/л.

Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неиногенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил – и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоновые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессоливания, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле.

1 — скважины; 2 — групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистральный нефтепровод.

Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30–45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис.2 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 8–10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборнике 8. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

1 — резервуар нефти; 2 — теплообменник; 3 — подогреватель; 4 — смеситель; 5 — электродегидрататор I ступени; 6 — электродегидрататор II ступени; 7 — холодильник; 8 — сборник обессоленной нефти; 9 — нефтеотделитель.

Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.

Http://studbooks. net/2285476/matematika_himiya_fizika/zadachi_tseli_pererabotki_nefti

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топливный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный).

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинга, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например, коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлено на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкупающие выше 350 °C), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метил этил кетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими глинами.

При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями.

Выбор того или иного варианта переработки нефти, а, следовательно, и схемы промышленной установки первичной переработки нефти, обусловлен качеством исходной нефти и зависит также от ассортимента намеченных к выработке продуктов с заданными интервалами выкипания.

Экономически целесообразным вариантом переработки Серноводской нефти является топливный, в связи с недостаточным содержанием в ней масляных фракций. Исходя из шифра нефти (1.2.-.-.3.) и для получения выбранных конечных продуктов с приведенными выше свойствами, выберем трехступенчатую схему атмосферно – вакуумной перегонки нефти. В основу разрабатываемой схемы положим одну из промышленных схем АВТ с трехкратным испарением.

Нефть будет подвергаться предварительному обезвоживанию и обессоливанию, поэтому блок ЭЛОУ опускаем.

По принятой схеме нефть проходит три ступени перегонки: предварительной отбензинивание, собственно разделение на фракции и последующую вакуумную перегонку мазута.

1. УВ газ, выделяемый из нефти, содержит значительное количество пропана и бутана, частично пентана. Этот газ направляется на ГФУ. Полученные из него фракции используют как бытовые и промышленные топлива, сырье на установках пиролиза, алкилирования (получения алкил – бензина). Полимеризации (получения полимер – бензина).

2. Бензиновая фракция (28-180°C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.

3. Керосиновая фракция (180-240°C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.

4. Дизельных фракции (240-350°C) используется для производства различных сортов дизельных топлив.

Мазут (остаток выше 350°C) используется для получения котельного топлива, а также в качестве сырья установок термокрекинга.

5. Вакуумный газойль(350-500°C) используется в качестве сырья установок каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов.

6. Гудрон (остаток выше 500°C) используется в качестве сырья установок термокрекинга.

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом прокачивается через теплообменники, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну.

Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки.

Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь, где нагревается до температуры 420 ° С и поступает в вакуумную колонну. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 ° С во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40° С в холодильнике погружного типа и выводится с установки.

Http://studwood. ru/2036245/tovarovedenie/vybor_obosnovanie_varianta_pererabotki_nefti

В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация КазНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.

Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.

Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.

Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.

Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов[2].

В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т. е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л[3].

Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, – дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т. е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).

Способы разрушения нефтяных эмульсий. Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды.

Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 группы:

1. Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование.

Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти.

Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.

Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях;

2. Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц;

3. Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами;

4. Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах[4].

Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АТБ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем пароподогревателе до температуры 150-160°C, сливается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, сверху выводиться частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2 , поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводиться с установки[5].Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис.1)[5].

1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти

Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах)[6].

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами.

1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;

2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.

3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) – выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта[6].

Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки[7].

При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.

I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.

Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.

1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом(рис.4 приложение 1)[7].

2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 єС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5приложение2)[7].

3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т. е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т. к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко (рис. 6 приложение3)[7].

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 єС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис.7 приложение 4)[7].

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топливный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный).

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинга, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например, коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлено на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива[8].

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкупающие выше 350 °C), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метил этил кетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими глинами.

При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями.

Выбор того или иного варианта переработки нефти, а, следовательно, и схемы промышленной установки первичной переработки нефти, обусловлен качеством исходной нефти и зависит также от ассортимента намеченных к выработке продуктов с заданными интервалами выкипания.

Экономически целесообразным вариантом переработки нефти является топливный, в связи с недостаточным содержанием в ней масляных фракций. Исходя из шифра нефти (1.2.2.4.1.) и для получения выбранных конечных продуктов с приведенными выше свойствами, выберем трехступенчатую схему атмосферно – вакуумной перегонки нефти. В основу разрабатываемой схемы положим одну из промышленных схем АВТ с трехкратным испарением.

Нефть будет подвергаться предварительному обезвоживанию и обессоливанию, поэтому блок ЭЛОУ опускаем.

По принятой схеме нефть проходит три ступени перегонки: предварительной отбензинивание, собственно разделение на фракции и последующую вакуумную перегонку мазута.

1. УВ газ, выделяемый из нефти, содержит значительное количество пропана и бутана, частично пентана. Этот газ направляется на ГФУ. Полученные из него фракции используют как бытовые и промышленные топлива, сырье на установках пиролиза, алкилирования (получения алкил – бензина). Полимеризации (получения полимер – бензина).

2. Бензиновая фракция (28-180°C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.

3. Керосиновая фракция (180-240°C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.

4. Дизельных фракции (240-350°C) используется для производства различных сортов дизельных топлив.

5. Мазут (остаток выше 350°C) используется для получения котельного топлива, а также в качестве сырья установок термокрекинга.

6. Вакуумный газойль(350-500°C) используется в качестве сырья установок каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов.

7. Гудрон (остаток выше 500°C) используется в качестве сырья установок термокрекинга.

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 ° С и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 ° С во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40° С в холодильнике погружного типа и выводится с установки, (рис.4)[8].

Http://studopedia. ru/17_2397_indeksatsiya-nefti-i-ee-svyaz-s-tehnologiey-ih-pererabotki. html

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

Конструкционные углеродные материалы (КУМ) нашли широкое применение в атомных реакторах различного назначения: исследовательских, транспортных, промышленных уран-графитовых (ПУГР), высокоте.

1. Средства измерений, реактивы, оборудование Весы лабораторные аналитические любого типа 2-го класса точности Колбы мерные наливные : 2-1000-2 по ГОСТ 1770 Цилиндры мерные: 1-50 по ГОСТ.

Http://www. chemiemania. ru/chemies-2484-1.html

Если про воду говорят, что она является источником всей земной жизни, то нефть смело можно назвать «источником жизни» всей техники, применяемой людьми начиная с прошлого столетия.

Человек обнаружил эту горючую природную жидкость и начал её применять достаточно давно. Специалисты установили, что еще за 4 – 6 тысяч лет до нашей эры берегах Евфрата существовали нефтяные промыслы. Примерно 700 лет тому назад известный путешественник Марко Поло посещал территорию современного Азербайджана, и в своих записках описал (как он его называл) «земляное масло», которое «в пищу употреблять нельзя, зато оно горит и хорошо лечит верблюдов».

Еще в 1823-ем году русские инженеры братья Дубинины построили первую простейшую установку для перегонки нефти с целью получения керосина. Однако по настоящему это полезное ископаемое оценили лишь в начале двадцатого века, когда появились первые паровые котлы и автомобильные двигатели, источником энергии для которых и стали нефтепродукты. Первая мировая война дала толчок развитию нефтепереработки, поскольку появилась военная техника, для которой было нужно большое количество нефтяного топлива.

Нефть – это вязкая маслянистая горючая жидкость, цвет которой варьируется от почти прозрачного до темно-коричневого (практически черного). Нефть легче воды. Её средняя плотность находится в пределах 820 – 900 килограмм на кубометр, хотя на некоторых промыслах добывают сырье более легкое или более тяжелое.

Если рассматривать химический состав этого вещества, то он таков:

    от 82-х до 87-ми процентов углерода; от 11-ти до 14-ти процентов водорода; от 0,1 до 7-ми процентов серы; от о,001 до 1,8 процента азота; до одного процента кислорода; до одного процента примесей различных металлов.

Как видно из приведенных выше цифр, большую часть нефти составляют соединения углерода и водорода – углеводороды, которые, в свою очередь, делятся на алканы, циклоалканы и ароматические углеводороды (арены).

Для алканов (по-другому – парафинов) характерна предельная степень насыщения водородом, поэтому их еще называют предельными углеводородами. Чем выше их молекулярная масса, тем больше значение их плотности и тем выше температура их кипения, вследствие чего парафины с числом атомов от 16-ти и выше являются твердыми веществами, которые присутствуют в нефти в растворенном виде.

Средняя концентрация углеводородов парафиновой группы в нефтях составляет 30 – 35-ть процентов, хотя в некоторых видах этого полезного ископаемого это число может доходить и до 50-ти процентов. Среднее содержание циклоалканов в сырой нефти варьируется от 25-ти до 75-ти процентов.

Углеводороды ароматической группы (арены) отличаются от прочих соединений углерода с водородом так называемым бензольным кольцом. В различных нефтях их содержится от 10-ти до 20-ти процентов, и представлены в идее таких химических веществ, как бензол, толуол, ксилолы и нафталиновые производные.

Непредельные углеводородные соединения (олефины) в сырой нефти не присутствуют, однако появляются в процессе её переработки.

Присутствие таких химических соединений в получаемых нефтепродуктах является нежелательным, поскольку они обладают низим уровнем химической стойкости.

Помимо углеводородов, в этом полезном ископаемом присутствуют разного рода сернистые и азотистые соединения, а также незначительная часть органических кислот и смолистые асфальтовые вещества.

Некоторые из них, несмотря на свою малую концентрацию, отрицательно влияют на получаемые из нефтяного сырья виды топлива. К примеру, сернистые соединение обладают достаточно сильным коррозирующим эффектом, вследствие чего в двигателях быстро изнашиваются металлические части. Органические кислоты (по-другому – нафтеновые) тоже коррозионно активны и вредят металлическим изделиям. Асфальто-смолистые вещества провоцируют повышенные отложения и образование разного рода нагаров.

К отличительной особенности сырой нефти, при достаточно большом разнообразии содержащихся в ней углеводородных соединений, относится широкие диапазоны температур выкипания.

Так, например, при нагреве всего до 30-ти – 40-ка градусов из неё начинают испаряться самые легкие углеводородные соединения (фракции). Дальнейшее повышение температуры приводит к выкипанию более тяжелых фракций.

Это дает возможность разделять нефть на составляющие её компоненты, использующиеся для изготовления различных видов нефтепродуктов. Получаемые таким образом продукты называются дистилляты, а сам процесс разделения нефти на отдельные фракции называется прямая перегонка.

Выделяемые при разных температурах дистилляты делятся следующим образом:

    значение температуры кипения от 28-ми до 180 градусов Цельсия – бензиновая топливная фракция; от 110-ти до 230-ти градусов – лигроиновые фракции; 120 – 315°С – керосины; 230 – 330°С – газойль; 280 – 380°С – дизтоплива; 320 – 500°С – масляные нефтяные фракции.

Чтобы получить топливо из нефти, без прямой перегонки – не обойтись. Этот процесс происходит путем нагрева сырья в печах трубчатого типа, а само разделение на фракции происходит в ректификационных колоннах. После нагрева в трубчатой печи до температуры от 330-ти – до 350-ти градусов сырье подается в средний отсек ректификационной колонны.

Жидкие нефтяные остатки стекают вниз, а более легкие испаряющиеся углеводороды в виде пара поднимаются наверх, по пути конденсируясь в форму дистиллятов на специальных устройствах, которые называются ректификационные тарелки. Они устанавливаются на разной высоте внутри колонны. Чем тяжелее испаряемая углеводородная фракция – тем ниже тарелка, на которой она конденсируется. Самые легкие углеводородные фракции остаются в газообразном виде и отводятся с самого верха ректификационной колонны.

Дистилляты, из которых потом путем дальнейшей переработки изготавливают различные виды топлива, выделяются в атмосферных ректификационных установках (колоннах). После такой перегонки жидким нефтяным остатком является мазут, который в дальнейшем также можно разделять на отдельные фракции или использоваться как сырье для крекинговых установок.

Применяют мазут и в качестве котельного топлива (топочные виды мазутов). Многие нефтяные смеси отличаются низкой степенью термической стойкости, поэтому, чтобы предотвратить их полное разложение, дальнейшую перегонку мазутов проводят в условиях вакуума. Это позволяет значительно снизить температуру кипения. Испарение мазутов с целью получения из них отдельных компонентов проводится в вакуумных установках трубчатого типа, а для разделения на фракции применяют вакуумные ректификационные колонны.

В верхней части таких колонн конденсируется дизельная нефтяная фракция, из которой затем получают дизтопливо. Чуть ниже выделяются масляные фракции, из которых затем изготавливают товарные масла. В вакуумных колонная также образуется тяжелый остаток, который называется гудрон. Он скапливается в нижней части устройства и идет на приготовление различных нефтяных битумов.

Чтобы повысить эксплуатационные характеристики прямогонных нефтепродуктов, их подвергают очистке о нежелательных примесей.

К примеру, чтобы удалить сернистые, азотистые, кислородные, органические и металлические примеси, а также непредельные углеводородные соединения, образовавшиеся в процессе прямой перегонки сырья, применяют метол гидроочистки. В ходе этого процесса все соединения, в которых содержатся сера, кислород или азот, с помощью реакции с водородом, содержащимся в воде, переводятся в газообразное состояние, а затем эти новые соединения легко удалить и обрабатываемого продукта. Гидроочистка проходит при температурах от 350-ти до 420-ти градусов и под давлением давлении от 1,7 до 4-х мегапаскалей, с использованием специальных веществ – катализаторов. Гидроочистка хорошо подходит для обессеривания дизельных видов нефтяного топлива, для очистки масляных дистиллятов, а также для подготовки прямогонного сырья перед использованием его в некоторых процессах вторичной нефтепереработки.

Помимо гидроочистки, чтобы удалить из топливных дистиллятов некоторые трудновыделяемые кислородные и сернистые соединения, используют очистку с помощью щелочи.

Суть этого процесса заключается в том, что в очищаемый дистиллят добавляют щелочную смесь, а затем удаляют получающиеся водные растворы вновь образованных веществ совместно со щелочными остатками.

При получении прямогонных топливных и масляных дистиллятов с высокой температурой кипения в них, как правило, остается значительное количество химических соединений, которые застывают при довольно высоких температурных значениях.

Такими нежелательными соединениями являются в основном парафины и некоторые виды циклических углеводородов. Их присутствие в составе дистиллятов негативно влияет на эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, которые используются при низких температурах. Чтобы их удалить из топлива или масла, применяются различные технологические методики депарафинизации.

Например, при изготовлении зимних марок дизельных топлив, широко применяется способ карбамидной депарафинизации. Эта методика основана на свойстве карбамида (простым языком – мочевины) в процессе реакции с парафинами образовывать комплексные соединения, которые достаточно легко отделить от прочих, необходимых топливу углеводородов. Масляные дистилляты очищают от парафинов при помощи охлаждения их до достаточно низких температурных значений, что позволяет в дальнейшем отделить образующиеся твердые углеводородные кристаллы с помощью специальных фильтр-прессов.

Стоит сказать, что прямая перегонка нефтяного сырья дает сравнительно малый выход топливных фракций. К тому качество этих дистиллятов оставляет желать лучшего и на практике они почти не применяются. Этот процесс дает возможность получить с единицы сырья всего лишь от 15-ти до 20-ти процентов бензиновых фракций, и от 45 до 55 процентов дистиллятов, перегоняющихся при температурах до 300 – 350 °.

Поэтому, чтобы повысить выход моторных видов топлива, а главное – бензинов, прямогонные продукты перерабатывают с применением химико-термических технологий, которые называются вторичными перерабатывающими процессами.

Самый известный топливный вариант переработки нефти – это крекинг.

Его суть – расщепление крупных молекул на вещества с меньшей молекулярной массой либо в результате воздействия только высоких температур (термический вид крекинга), либо с добавлением в процесс катализатора (каталитический тип крекинг-процесса). Поскольку чисто термический крекинг дает на выходе недостаточно качественный бензин, в настоящее время чаще применяется каталитический крекинг.

Процесс каталитического крекинга проходит в температурном диапазоне от 450-ти до 530-ти градусов под давлением от 0,07 до 0,3 МПа. Катализатором чаще всего выступают алюмосиликаты, в составе которых от 75-ти до 80-ти процентов оксида кремния и от 10-ти до 20-ти процентов оксида алюминия. Эта методика на выходе дает бензин, октановое число которого доходит до 85-ти единиц, а также керосино-газойлевые компоненты, которые применяют как дизельные и реактивные виды топлива.

При добавлении в крекинг-процесс водорода (гидрировании) получают новую технологию, называемую гидрокрекингом.

Температуры такого процесса – от 360-ти до 440-ка °С. Давление от 15-ти до 17-ти МПа. Технология подразумевает присутствие газа, содержащего водород. Этот процесс также дает на выходе бензины высокого качества, а также дизельное и реактивное топливо.

Кроме крекинг-процессов, последнее время широко используется риформинг, который также может быть термическим (без катализатора) и каталитическим.

С его помощью получают бензины с высокой детонационной стойкостью. Риформинг (в настоящее время – в основном каталитический) проходит при 500-х – 540-ка °С и под давлением 1,5 – 4-ре мегапаскаля. Катализатором служит платина на оксиде алюминия, вследствие чего второе название этой технологии – платформинг.

Также для получения моторных топлив из нефти используют методы изомеризации и алкилирования. В любом случае, после прохождения всех этапов переработки в нефтепродукты добавляют разного рода присадки, которые позволяют добиться необходимых современным двигателям эксплуатационных качеств.

Http://neftok. ru/pererabotka/toplivo-iz-nefti. html

Использование: нефтепереработка. Сущность: проводят процессы фракционной перегонки нефтяного сырья на дистиллят и остаток, гидрорафинирования, в котором, по меньшей мере, часть дистиллята рафинируют гидрированием и десульфируют, с получением гидрорафинированной нефти, деасфальтизации растворителем, в котором остаток деасфальтируют с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка, гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием с получением гидродеметаллизованой/десульфированной рафинированной нефти, и процесс смешивания, в котором смешивают часть гидродеметаллизованой/десульфированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти с получением нефтепродуктов. Технический результат – повышение качества целевых продуктов, 6 н. и 12 з. п. ф-лы, 12 ил.

Настоящее изобретение относится к способу переработки нефти, предназначенному для получения с высокой эффективностью множества нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность, и более конкретно к способу переработки нефти, предназначенному для получения с высокой эффективностью из тяжелого нефтяного сырья или низкосернистой нефти множества нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность и различные свойства.

Технологии данного типа, известные в предшествующем уровне техники в данной области, включают следующие технологии, способные обеспечивать эффективное получение нефтепродуктов и промежуточных продуктов, используемых для их получения.

(1) Технология для получения термически крекированного бензина и газойля разделением сырой нефти на дистиллят и остаток атмосферной перегонкой, перегонкой указанного остатка в вакууме и обработкой остатка от вакуумной перегонки (ВП) в установке для коксования.

(2) Технология, в которой используется деасфальтация растворителем (ДАР) остатка от атмосферной перегонки, и полученная таким образом деасфальтированная нефть (ДАН) используется в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (ККП), или в которой используется вакуумная перегонка (ВП) остатка от атмосферной перегонки, и полученный таким образом вакуумный газойль (ВГ) используется в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (ККП).

Однако при применении описанной выше технологии (1) возникает проблема, состоящая в том, что на рынок сбыта донного продукта установки для коксования (производства кокса) оказывает давление избыточное поступление, которое ограничивает конструкцию установок, на которых получают кокс в качестве побочного продукта.

При применении вышеуказанной технологии (2) возникает проблема, описанная ниже. Топлива для перевозок, такие как бензин и газойль, могут быть получены выделением деасфальтированной нефти и вакуумного газойля из сверхтяжелой сырой нефти, которая находится в огромном количестве в запасах, или из остатка от атмосферной перегонки, избыточное поступление которого ожидается в будущем, и переработкой деасфальтированной нефти или вакуумного газойля каталитическим крекингом в псевдоожиженном слое (ККП) или способом гидрокрекинга (ГК). Но указанная схема будет вызывать несоответствие требованиям, предъявляемым к топливам, поставляемым на рынок, предназначенным для перевозок и генерации энергии, поскольку во всем мире ожидается более высокое повышение требований к электричеству по сравнению с увеличением требований к бензину и газойлю.

Кроме указанных выше технологий (1) и (2) существует технология получения газотурбинного топлива (ГТТ) из сверхтяжелой сырой нефти, которая включает высокое содержание ванадия (V), или из остатка от атмосферной перегонки с использованием процесса деасфальтации растворителем. Однако при использовании данной технологии также возникает проблема, состоящая в том, что повышение выхода (степень экстракции) при получении деасфальтированной нефти в процессе деасфальтации растворителем ведет к повышенному загрязнению деасфальтированной нефти металлами и/или остаточным углеродом. Указанное обстоятельство приводит к увеличенной технологической нагрузке (повышенное давление, низкая ЧОСЖ) при очистке деасфальтированной нефти деметаллизацией и десульфурацией, что делает данный способ экономически невыгодным. Когда для обхода вышеуказанной проблемы выход полученной деасфальтированной нефти уменьшают, выход полученного газотурбинного топлива снижается, что приводит к возникновению новой проблемы, связанной с повышенным образованием асфальтена (пека), который имеет низкую промышленную ценность.

Задача настоящего изобретения предусматривает способ переработки нефти для получения нефтепродуктов (например, газотурбинного топлива), которые включают содержание ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее, и промежуточных нефтепродуктов, имеющих относительно низкое содержание металлов (V+Ni) 30 мас. ч./млн, которые могут быть эффективно использованы в то же время в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, при этом независимо от того, что используется в качестве исходного сырья:

Сверхтяжелое нефтяное сырье или нефтяное сырье, имеющее низкое содержание серы.

Способ переработки нефти в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения представляет способ получения нефтепродуктов, включающих множество промежуточных нефтепродуктов, переработкой нефтяного сырья, способ включает процесс фракционной перегонки для разделения нефтяного сырья на дистиллят и остаток перегонкой; процесс гидрорафинирования, где, по меньшей мере, часть дистиллята, полученного в процессе фракционной перегонки, рафинируют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора, вследствие чего получают гидрорафинированную нефть; процесс деасфальтации растворителем, где остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка; процесс гидродеметаллизации/десульфурации (ГДМС), в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти, которая деметаллизована и десульфирована; и процесс первого смешивания, в котором часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти смешивают для получения одного из нефтепродуктов.

Поскольку в соответствии с данным способом переработки, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти смешивают с частью ГДМС рафинированной нефти в процессе первого смешивания, можно получить нефтепродукт, который имеет достаточно низкое содержание ванадия (V), такой как газотурбинное топливо, и, кроме того, получить из остатка ГДМС рафинированной нефти промежуточные нефтепродукты, имеющие относительно низкое содержание металлов (V+Ni), которые могут быть использованы в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга.

Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет более допустимое отклонение от допустимого содержания металлов, чем газотурбинное топливо или подобный продукт, выход деасфальтированной нефти, полученной в процессе деасфальтации растворителем, может быть увеличен за счет одновременного получения газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, вследствие чего будет подавляться образование асфальтена (пека) из остатка от атмосферной перегонки.

Способ переработки нефти в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения включает процесс фракционной перегонки для разделения нефтяного сырья на дистиллят и остаток перегонкой; процесс гидрорафинирования, где, по меньшей мере, часть дистиллята, полученного в процессе фракционной перегонки, рафинируют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора, вследствие чего получают гидрорафинированную нефть; процесс деасфальтации растворителем, где остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка; процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти, которая деметаллизована и десульфирована; процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором ГДМС рафинированную нефть перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток; и процесс второго смешивания, в котором смешивают, по меньшей мере, часть вакуумного газойля и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти с получением одного из нефтепродуктов.

Поскольку в соответствии с данным способом переработки, по меньшей мере, часть вакуумного газойля и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти смешивают в процессе второго смешивания, могут быть получены нефтепродукты, которые имеют достаточно низкое содержание ванадия (V), такие как газотурбинное топливо. Из остатка вакуумного газойля или вакуумного остатка, полученного вакуумной дистилляцией, и даже из ГДМС рафинированной нефти можно также получить промежуточный нефтепродукт, имеющий относительно низкое содержание металлов (V+Ni), который может быть использован в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга.

Кроме того, поскольку ГДМС рафинированную нефть подвергают процессу вакуумной фракционной перегонки для разделения на вакуумный газойль и вакуумный остаток, имеющий низкое содержание металлов и остаточное содержание углерода, с использованием диапазона точек кипения, зависящего от способности к перегонке, в особенности в процессе вакуумной фракционной перегонки для ГДМС рафинированной нефти могут быть допущены относительно высокие концентрации ванадия и металлов, и поэтому можно подавить образование асфальтена (пека) из остатка от атмосферной перегонки.

Способ переработки нефти в соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения включает процесс фракционной перегонки для разделения нефтяного сырья на дистиллят и остаток перегонкой; процесс гидрорафинирования, где, по меньшей мере, часть дистиллята, полученного в процессе фракционной перегонки, рафинируют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора, вследствие чего получают гидрорафинированную нефть; процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором остаток перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток; процесс деасфальтации растворителем, где вакуумный остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка; процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором вакуумный газойль и деасфальтированную нефть смешивают и смесь подвергают процессу гидродеметаллизации/десульфурации в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти, которая деметаллизована и десульфирована; и процесс третьего смешивания, в котором смешивают часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти с получением одного из нефтепродуктов.

Поскольку в соответствии с данным способом переработки часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти смешивают в процессе третьего смешивания, содержание ванадия (V) в полученной таким образом смешанной нефти в достаточной степени уменьшается и можно получить нефтепродукт, используемый в качестве газотурбинного топлива. Кроме того, промежуточный нефтепродукт, имеющий относительно низкое содержание металлов (V+Ni), который может быть использован в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга или гидрокрекинга, можно также получать даже из остатка ГДМС рафинированной нефти, полученного переработкой смеси вакуумного газойля и деасфальтированной нефти в процессе гидродеметаллизации/десульфурации.

Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет повышенные допустимые концентрации металлов по сравнению с газотурбинным топливом или подобными продуктами, выход деасфальтированной нефти в процессе деасфальтации растворителем может быть увеличен за счет одновременного получения газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) из остатка от атмосферной перегонки.

В том случае, когда настоящее изобретение применяется для тяжелой нефти, имеющей плотность в °API 20 или менее, количество полученного пека можно сделать меньшим, чем в способах предшествующего уровня, где в качестве побочного продукта образуется большое количество пека, имеющего низкое значение товарной стоимости, при этом выход множества нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность, увеличивается, что приводит к значительному повышению производительности.

Способ переработки в соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения представляет способ получения нефтепродуктов, включающих множество промежуточных нефтепродуктов, переработкой нефтяного сырья, которое включает низкое содержание серы, способ включает процесс фракционной перегонки для разделения нефтяного сырья на дистиллят и остаток перегонкой; процесс деасфальтации растворителем, где остаток, полученный в процессе фракционной перегонки, деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка; процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти, которая деметаллизована и десульфирована; и процесс четвертого смешивания, в котором смешивают часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть дистиллята с получением одного из нефтепродуктов.

Поскольку в соответствии с данным способом переработки часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти смешивают в процессе четвертого смешивания, можно получить нефтепродукт, такой как газотурбинное топливо, имеющий достаточно низкое содержание ванадия (V). Промежуточный нефтепродукт, имеющий низкое содержание металлов (V+Ni), который можно использовать в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, можно также получить из остатка ГДМС рафинированной нефти. Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет повышенные допустимые концентрации металлов по сравнению с газотурбинным топливом или подобными продуктами, выход деасфальтированной нефти, полученной в процессе деасфальтации растворителем, может быть увеличен за счет одновременного получения газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) из остатка от атмосферной перегонки.

Способ переработки нефти в соответствии с пятым аспектом изобретения включает процесс фракционной перегонки для разделения нефтяного сырья на дистиллят и остаток перегонкой; процесс деасфальтации растворителем, где остаток, полученный в процессе фракционной перегонки, деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка; процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти, которая деметаллизована и десульфирована; процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором ГДМС рафинированную нефть перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток; и процесс пятого смешивания, в котором смешивают, по меньшей мере, часть вакуумного газойля и, по меньшей мере, часть дистиллята для получения одного из нефтепродуктов.

Поскольку в соответствии с данным способом переработки, по меньшей мере, часть вакуумного газойля и, по меньшей мере, часть дистиллята смешивают в процессе пятого смешивания, можно получить нефтепродукт, такой как газотурбинное топливо, имеющий достаточно низкое содержание ванадия (V). Промежуточный нефтепродукт, который имеет относительно низкое содержание металлов (V+Ni) и может быть использован в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, можно также получить из остатка вакуумного газойля или вакуумного остатка, полученного в процессе вакуумной перегонки, и даже из ГДМС рафинированной нефти.

Кроме того, поскольку ГДМС рафинированную нефть подвергают вакуумной перегонке для разделения на вакуумный газойль и вакуумный остаток, имеющий низкое содержание металлов и остаточное содержание углерода, с использованием диапазона точек кипения, зависящего от способности к перегонке, в особенности в процессе вакуумной фракционной перегонки, для ГДМС рафинированной нефти могут быть допущены относительно высокие концентрации ванадия и металлов, что приводит к повышению выхода деасфальтированной нефти в способе деасфальтирования растворителем, и поэтому можно подавить образование асфальтена (пека) из остатка от атмосферной перегонки.

Способ переработки нефти в соответствии с шестым аспектом настоящего изобретения включает процесс фракционной перегонки для разделения нефтяного сырья на дистиллят и остаток перегонкой; процесс вакуумной фракционной перегонки, где остаток, полученный в процессе фракционной перегонки, перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток; процесс деасфальтации растворителем, в котором вакуумный остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка; процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором вакуумный газойль и деасфальтированную нефть смешивают и смесь деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти, которая деметаллизована и десульфирована; и процесс шестого смешивания, в котором смешивают часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть дистиллята с получением одного из нефтепродуктов.

Поскольку в соответствии с данным способом переработки часть ГДМС рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть дистиллята смешивают в процессе шестого смешивания, содержание ванадия (V) в смешанной нефти становится достаточно низким и можно получить нефтепродукт, который может быть использован в качестве газотурбинного топлива. Промежуточный нефтепродукт, имеющий достаточно низкое содержание металлов (V+Ni), который может быть использован в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, можно также получить даже из остатка ГДМС рафинированной нефти, полученного переработкой смеси вакуумного газойля и деасфальтированной нефти в процессе гидродеметаллизации/десульфурации. Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет повышенные допустимые концентрации металлов по сравнению с газотурбинным топливом или подобными продуктами, выход деасфальтированной нефти, полученной в процессе деасфальтации растворителем, может быть увеличен за счет одновременного получения газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) из вакуумного остатка.

Когда способ одного аспекта из четвертого-шестого аспектов изобретения применяется для сырой нефти, имеющей низкое содержание серы, равное 2,0 мас.% или менее, количество полученного пека можно сделать меньшим, чем в способах предшествующего уровня, где образуется большое количество пека, имеющего низкое значение товарной стоимости, вследствие чего выход множества нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность, увеличивается, что приводит к значительному повышению производительности.

Фиг.1-6 представляют технологические схемы процессов первого – шестого вариантов способа переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.7-12 представляют технологические схемы процессов, поясняющие способы переработки нефти в первом – шестом экспериментальных примерах.

Ниже представлены предпочтительные варианты способа переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением со ссылкой на сопровождающие чертежи. Однако следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничено представленными ниже вариантами, при этом предполагается, что в объем настоящего изобретения входит, например, любая комбинация компонентов данных вариантов.

Фиг.1 представляет технологическую схему процессов, поясняющую вариант способа переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением, в котором тяжелую сырую нефть используют в качестве нефтяного сырья, из которого одновременно получают газотурбинное топливо (ГТТ) и исходное сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходное сырье для процесса гидрокрекинга (ГК).

На нефтяное сырье, подлежащее переработке, ограничений не существует и может быть использовано любое нефтяное сырье в диапазоне от сырой нефти до тяжелой нефти. В последующем описании будут рассмотрены случаи, когда настоящее изобретение применяется для тяжелой сырой нефти, такой как гудрон Orinoco, в особенности для тяжелых нефтей, имеющих плотность в °API не более 20, при этом достигается заметный эффект, состоящий в повышении выхода при получении множества нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность.

Плотность в °API представляет показатель для классификации сырых нефтей по их физическим свойствам, который вычисляется из удельного веса по следующей формуле, где S является удельным весом при 60 градусах по Фаренгейту.

В соответствии со способом данного примера, в котором в качестве нефтяного сырья используется указанная выше тяжелая сырая нефть, нефтяное сырье сначала подвергают процессу фракционной перегонки 1 для разделения на дистиллят М1, состоящий из нефти с низкой точкой кипения, и остаток М2, имеющий высокую точку кипения, которую осуществляют аналогично способам предшествующего уровня. Хотя в качестве фракционирующей дистилляционной установки в данном примере, предпочтительно, используется установка для отгонки легких фракций, которая представляет собой обычно применяемую атмосферную перегонную установку, на установку не накладываются какие-либо ограничения до тех пор, пока она предназначена для фракционной перегонки. Дистилляты могут быть извлечены или совокупно без классификации, или они могут быть извлечены по отдельности после классификации по точке кипения. В том случае, когда дистилляты извлекают во множестве классов и какой-либо класс дистиллята удовлетворяет требованиям спецификации для нефти, процесс гидроочистки 2, который следует после дистилляции, можно пропустить или обойти, как показано стрелкой 11.

Затем, по меньшей мере, часть дистиллята М1, полученного в процессе фракционной перегонки, вводят в процесс гидрорафинирования 2 для рафинирования и десульфурации гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидрорафинированных нефтей М3, М3′. В процессе гидрорафинирования дистиллята М1 водородный газ смешивают с дистиллятом М1 и смесь вводят в реактор, заполненный СоМо катализатором или NiMo катализатором, и удаляют серу и азот, содержащиеся в дистилляте М1, гидрированием в присутствии водорода при высоком давлении с последующим отделением водородного газа в сепараторе высокого давления, при этом получают гидрорафинированные нефти М3, М3′. Кроме осуществления процесса гидрорафинирования 2 остаток М2, полученный в процессе фракционной перегонки 1, вводят в процесс деасфальтации растворителем 3 (процесс ДАР) для проведения деасфальтации растворителем и получения таким образом деасфальтированной нефти M4 в качестве экстракта и асфальтена (пека) М5.

В процессе деасфальтации растворителем остаток М2 приводят противоточно в контакт с растворителем в колонне для экстракции растворителем и разделяют на деасфальтированную нефть и асфальтен (пек), который включает металлы и остаточный углерод в высоких концентрациях. Деасфальтированную нефть извлекают вместе с растворителем через верхнюю часть колонны и растворитель отделяют от извлеченного материала в сверхкритическом состоянии. Асфальтен (пек) извлекают вместе с растворителем через донную часть колонны и находящийся в извлеченном материале растворитель удаляют выпариванием.

Известно, что в процессе деасфальтации растворителем степень экстракции деасфальтированной нефти из нефтяного сырья изменяется в зависимости от компонентов, включенных в деасфальтированную нефть, таких как сера, ванадий, азот и остаточный углерод. В соответствии с настоящим изобретением в том случае когда остаток, полученный фракционной перегонкой тяжелой нефти, используют в качестве нефтяного сырья, отношение содержания экстрагированного ванадия, включенного в деасфальтированную нефть, к содержанию ванадия, включенного в нефтяное сырье, предпочтительно, регулируют так, чтобы оно составляло 20%, когда в качестве нефтяного сырья используется остаток от атмосферной перегонки, или чтобы оно составляло 15%, когда в качестве нефтяного сырья используется остаток от вакуумной перегонки. В любом случае не существует конкретного нижнего предела для степени экстракции, и степень экстракции может находиться в диапазоне, соответствующим образом выбранном в соответствии с типом нефтяного сырья и содержанием ванадия. В том случае, когда в качестве нефтяного сырья используют остаток, полученный фракционной перегонкой низкосернистого нефтяного сырья, содержащего серы 2 мас.% или менее, содержание ванадия, включенного в деасфальтированную нефть, предпочтительно, регулируют в пределах 25 мас. ч./млн, когда в качестве нефтяного сырья используют остаток от атмосферной перегонки, или в пределах 70 мас. ч./млн, когда в качестве нефтяного сырья используют остаток, полученный от вакуумной перегонки.

В соответствии с настоящим изобретением рафинированная нефть может быть эффективно получена с максимальной степенью экстракции в процессе деасфальтации растворителем в любом из вышеуказанных случаев, при этом без значительной нагрузки на процесс гидродеметаллизации/десульфурации, который следует за процессом деасфальтации растворителем.

В том случае, когда процесс рафинирования, который следует после процесса деасфальтации растворителем 3, включает только процесс гидродеметаллизации/десульфурации 4, предпочтительно регулировать степень экстракции в процессе деасфальтации растворителем 3 таким образом, чтобы отношение экстрагированного ванадия, включенного в деасфальтированную нефть М4, к содержанию ванадия (V), включенного в остаток М2, используемый в качестве нефтяного сырья, составляло 20% или менее.

По меньшей мере, часть деасфальтированной нефти М4, полученной в процессе деасфальтации растворителем 3, вводят в процесс гидродеметаллизации/десульфурации 4 (процесс ГДМС), где деасфальтированную нефть деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора, вследствие чего получают ГДМС рафинированную нефть, которая деметаллизована и десульфирована. Процесс гидродеметаллизации/десульфурации, по существу, является таким же, как описанный выше процесс гидрорафинирования 2, поэтому его описание не включено.

Условия деметаллизации и десульфурации для получения ГДМС рафинированной нефти М6 в процессе гидродеметаллизации/десульфурации, предпочтительно, выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия 2 мас. ч./млн или менее, предпочтительно, 1 мас. ч./млн или менее, и содержания серы 0,5 мас.% или менее, предпочтительно, 0,3 мас.% или менее.

Затем часть ГДМС рафинированной нефти М6, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 4, и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3, полученной в процессе гидрорафинирования 2, смешивают в процессе первого смешивания 5, вследствие чего получают нефтепродукт.

Для получения газотурбинного топлива (ГТТ) в качестве нефтепродукта в процессе первого смешивания 5 условия смешивания устанавливают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее. В данном случае, когда содержание ванадия в ГДМС рафинированной нефти М6 допускается, например, до 1 мас. ч./млн, объемное отношение ГДМС рафинированной нефти М6 к гидрорафинированной нефти М3 при смешивании устанавливают равным 1:1 или менее (т. е. меньшая доля ГДМС рафинированной нефти), при этом содержании ванадия в гидрорафинированной нефти M3 устанавливают равным 0 мас. ч./млн.

Остаток ГДМС рафинированной нефти M6, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 4, который не подвергается процессу первого смешивания 5, используют в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга. Остаток гидророфинированной нефти M3, который не подвергается процессу первого смешивания 5, может быть использован в качестве нефтепродукта M3′, такого как нафта, бензин, керосин или газойль.

Поскольку в соответствии с описанным выше способом переработки нефти часть ГДМС рафинированной нефти M6 и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3 смешивают, можно получить нефтепродукт, который имеет достаточно низкое содержание ванадия (V), такой как газотурбинное топливо. Можно также получить из остатка ГДМС рафинированной нефти промежуточный нефтепродукт, имеющий относительно низкое содержание металлов (V+Ni), который может быть использован в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга и, следовательно, может быть эффективно одновременно получено множество нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность.

Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет более высокие допустимые концентрации металлов по сравнению с газотурбинным топливом или подобными продуктами, выход деасфальтированной нефти М4, полученной в процессе деасфальтации растворителем 3, может быть повышен без наложения нагрузки на процесс гидродеметаллизации/десульфурации, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) М5 из остатка М2.

Как следует из технологической схемы процессов фиг.1, в том случае, когда деасфальтированная нефть М4, полученная в процессе деасфальтации растворителем 3, включает относительно низкие концентрации металлов и серы и смешивается с частью ГДМС рафинированной нефти, которая включает дополнительные пониженные концентрации металлов и серы для того, чтобы удовлетворялись требования к свойствам исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, его часть может быть направлена по параллельному трубопроводу, показанному цифрой 12 на фиг.1, для смешивания с частью ГДМС рафинированной нефти, вместо того, чтобы подвернуть ее процессу гидродеметаллизации/десульфурации, вследствие чего получают промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или в качестве исходного сырья для процесса гидрокрекинга.

Фиг.2 представляет технологическую схему процессов, поясняющую второй вариант способа переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением, в котором подобно первому варианту, показанному на фиг.1, из нефтяного сырья одновременно получают газотурбинное топливо и сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или сырье для процесса гидрокрекинга.

Второй вариант отличается от первого варианта, показанного на фиг.1, главным образом, тем, что после процесса гидродеметаллизации/десульфурации 4 следует процесс вакуумной фракционной перегонки 6 для переработки ГДМС рафинированной нефти М6, которая была получена вакуумной перегонкой, и разделения ее на вакуумный газойль М7 и вакуумный остаток М8 процессом вакуумной перегонки. Иными словами, с использованием способа переработки нефти, показанного на фиг.2, ГДМС рафинированную нефть М6, полученную подобно примеру, показанному на фиг.1, перегоняют в вакууме в процессе вакуумной фракционной перегонки 6.

В процессе вакуумной фракционной перегонки ГДМС рафинированную нефть М6 вводят в колонну для вакуумной перегонки, в которой ГДМС рафинированную нефть М6 перегоняют и разделяют на низкокипящий компонент и высококипящий компонент, тогда как из верхней части колонны получают вакуумный газойль М7, имеющий низкую точку кипения, а из донной части колонны получают вакуумный остаток М8, имеющий высокую точку кипения. Поскольку применяется вышеуказанный процесс вакуумной фракционной перегонки, отношение содержания экстрагированного ванадия, включенного в деасфальтированную нефть М4, к содержанию ванадия (V), включенного в остаток М2, используемый в качестве нефтяного сырья, составляет 30% или менее. Указанное обеспечивает возможность повышения выхода нефтепродуктов без наложения большой нагрузки на процесс гидродеметаллизаллизации/десульфурации.

Условия деметаллизации и десульфурации для получения ГДМС рафинированной нефти М6 процессом гидродеметаллизации/десульфурации деасфальтированной нефти М4 выбирают таким образом, чтобы регулировать содержание ванадия (V) в ГДМС рафинированной нефти М6 до 20 мас. ч./млн или менее, предпочтительно, до 10 мас. ч./млн или менее и содержание серы желательно регулировать до 0,5 мас.% или менее, предпочтительно, до 0,3 мас.% или менее.

Кроме того, желательно установить содержание ванадия в вакуумном газойле, полученном вакуумной перегонкой ГДМС рафинированной нефти М6, до 1 мас. ч./млн или менее.

Следуя вышеуказанному способу, по меньшей мере, часть вакуумного газойля М7, полученного в процессе вакуумной фракционной перегонки 6, и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3, полученной в процессе гидрорафинирования 2, смешивают в процессе второго смешивания 7 с получением одного из нефтепродуктов.

Для получения газотурбинного топлива в качестве нефтепродукта, полученного в процессе второго смешивания 7, условия смешивания устанавливают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее, как и в примере, показанном на фиг.1. В данном случае соотношение ингредиентов в смеси регулируют соответствующим образом с учетом содержания ванадия в вакуумном газойле М7, как и в предыдущем примере. Когда содержание ванадия (V) в вакуумном газойле М7 составляет 0,5 мас. ч./млн. или менее, он может быть использован в качестве газотурбинного топлива без добавления к нему гидрорафинированной нефти М3.

Остаток вакуумного газойля М7, вакуумный остаток М8, полученный вакуумной перегонкой, и остаток ГДМС рафинированной нефти М6, которые не подают в процесс вакуумной фракционной перегонки 6, используют в отдельности или в их соответствующей комбинации с получением промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходного сырья для процесса гидрокрекинга.

Поскольку при использовании указанного выше способа переработки нефти ГДМС рафинированную нефть М6 подвергают вакуумной перегонке и разделяют на вакуумный газойль М7 и вакуумный остаток М8, которые не включают значительное содержание металлов или остаточного углерода, с использованием диапазона точек кипения, зависящего от способности к перегонке, в процессе вакуумной фракционной перегонки 6 для самого ГДМС рафинированной нефти М6 могут быть допущены относительно высокие концентрации ванадия, металлов и остаточного углерода, что приводит к повышению выхода деасфальтированной нефти М4 в процессе деасфальтации растворителем 3, и поэтому можно подавить образование асфальтена (пека) М5 из остатка М2.

Что касается деасфальтированной нефти М4, полученной в процессе деасфальтации растворителем 3, то в случае, когда содержание ванадия (V) в М4 является достаточно низким, часть М4 может быть введена в обводную линию 12 для смешивания с частью вакуумного остатка М8, подаваемого из процесса вакуумной фракционной перегонки, вместо того, чтобы подвергать процессу гидродеметаллизации/десульфурации 4, вследствие чего получают промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга. ГДМС рафинированная нефть М6, полученная в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 4, может быть также введена в обводную линию 12 для смешивания с вакуумным остатком М8, подаваемым из процесса вакуумной фракционной перегонки 6, вследствие чего получают промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга.

Фиг.3 представляет технологическую схему процессов, поясняющую третий вариант настоящего изобретения, в котором подобно первому варианту, показанному на фиг.1, из нефтяного сырья одновременно получают газотурбинное топливо и сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга.

Третий вариант отличается от первого варианта, показанного на фиг.1, главным образом, тем, что после процесса фракционной перегонки 1 следуют процесс вакуумной фракционной перегонки 20, в котором остаток М2 разделяют на вакуумный газойль М11 и вакуумный остаток М12 вакуумной перегонкой, процесс деасфальтации растворителем 21, в котором вакуумный остаток М12 разделяют на деасфальтированную нефть М13 и асфальтен (пек) М14 деасфальтацией растворителем, и процесс гидродеметаллизации/десульфурации 22, в котором смесь деасфальтированной нефти М13 и вакуумного газойля М11 подвергают процессу гидродеметаллизации/десульфурации, вследствие чего получают ГДМС рафинированную нефть М15.

В способе переработки нефти, показанном на фиг.3, остаток М2, полученный подобно примеру, показанному на фиг.1, перегоняют в вакууме в процессе вакуумной фракционной перегонки 20.

В процессе вакуумной фракционной перегонки остаток М2 вводят в колонну для вакуумной перегонки, где остаток М2 перегоняют и разделяют на низкокипящий компонент и высококипящий компонент, тогда как из верхней части колонны получают вакуумный газойль М11, имеющий более низкую точку кипения, а из донной части колонны получают вакуумный остаток М12, имеющий более высокую точку кипения.

Полученный в процессе вакуумной фракционной перегонки 20 вакуумный остаток М12 подвергают процессу деасфальтации растворителем 21 и разделяют на деасфальтированную нефть М13 и асфальтен (пек) М14. Хотя процесс деасфальтации растворителем подобен такому процессу в примерах, показанных на фиг.1 и 2, желательный верхний предел степени экстракции ванадия в деасфальтированную нефть М13, полученную из вакуумного остатка процессом деасфальтации растворителем, становится более низким в соответствии с тем, что концентрации металлов, остаточного углерода и серы являются более высокими, чем в остатке М2, и поэтому степень экстракции, предпочтительно, регулируют до 15%.

Затем полученные таким способом деасфальтированная нефть М13 и вакуумный газойль М11 смешивают и смесь подвергают процессу гидродеметаллизации/десульфурации, вследствие чего получают ГДМС рафинированную нефть М15. Условия для деметаллизации и десульфурации для получения ГДМС рафинированной нефти предпочтительно выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия (V) 2 мас. ч./млн или менее, предпочтительно 1 мас. ч./млн или менее, и содержания серы 0,5 мас. ч./млн предпочтительно 0,3 мас. ч./млн или менее.

Затем часть ГДМС рафинированной нефти М15, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 22, и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3, полученной в процессе гидрорафинирования 2, смешивают в процессе третьего смешивания 23, вследствие чего получают газотурбинное топливо в качестве одного из нефтепродуктов, которое имеет содержание ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее.

Остаток ГДМС рафинированной нефти М15, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 22, который не подвергается процессу третьего смешивания 23, может быть использован в качестве промежуточного нефтепродукта, подаваемого в процесс каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга. В том случае, когда деасфальтированная нефть М13 и вакуумный газойль М11 включают значительно отличающиеся концентрации металлов, остаточного углерода и серы и требуются условия реакции, в особенности парциальное давление водорода, которые значительно отличаются друг от друга, вместо смешивания М13 и М11 могут быть подвергнуты процессу гидродеметаллизации/десульфурации при оптимальных условиях в различных реакторах и затем смешаны, или, по меньшей мере, часть вакуумного газойля М11, которая подвергнута процессу гидродеметаллизации/десульфурации, и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3 могут быть смешаны, вследствие чего получают газотурбинное топливо, которое имеет содержание ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее.

Поскольку в соответствии с указанным выше способом переработки нефти часть ГДМС рафинированной нефти М15 и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3 смешивают в процессе третьего смешивания 23, содержание ванадия (V) в полученной таким образом нефтяной смеси становится достаточно низким и можно получить газотурбинное топливо в качестве одного из нефтепродуктов. Промежуточный нефтепродукт, имеющий достаточно низкое содержание металлов (V+Ni), который можно использовать в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, можно также получить даже из остатка ГДМС рафинированной нефти М15, полученного из смеси вакуумного газойля М7 и деасфальтированной нефти М13 процессом гидродеметаллизации/десульфурации, и поэтому одновременно может быть получено множество нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность.

Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет повышенные допустимые концентрации металлов по сравнению с газотурбинным топливом или подобными продуктами, выход деасфальтированной нефти М13 в процессе деасфальтации растворителем 21 может быть увеличен за счет одновременного получения газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) М14 из вакуумного остатка М12.

Ниже описаны четвертый – шестой варианты, которые могут быть, предпочтительно, употреблены, когда в качестве нефтяного сырья используется низкосернистая сырая нефть. Низкосернистая сырая нефть в данном описании относится к сырой нефти, такой как арабская парафиновая нефть, иранская парафиновая нефть, иранская тяжелая нефть, Marban, и другой сырой нефти, которая имеет содержание серы, подобное содержанию серы у последних названных разновидностей, или меньшее такого содержания, в особенности к сырым нефтям, имеющим содержание серы 2,0 мас.% или менее.

Процесс гидрорафинирования 2 первого варианта, в котором переработке подвергается тяжелая сырая нефть, в последующих вариантах не рассматривается, так как используется низкосернистая сырая нефть. Что же касается других аспектов, то в основном осуществляются те же самые процессы, как и в первом варианте. В последующем описании процессы, идентичные процессам первого варианта, будут указаны с добавлением буквы А после ссылочной цифры, используемой в первом варианте.

Фиг.4 представляет технологическую схему процессов, показывающую четвертый вариант настоящего изобретения. В четвертом варианте в качестве нефтяного сырья используют низкосернистую сырую нефть, которую подвергают процессу фракционной перегонки 1А и перегоняют, как в способах предшествующего уровня для разделения на дистиллят М1А, состоящий из нефти с низкой точкой кипения, и остаток М2А, имеющий более высокую точку кипения. Может быть использована установка, подобная установке первого варианта.

Дистиллят М1А, полученный в процессе фракционной перегонки 1А, разделяют на дистилляты М3А, М3А’ в колонне мгновенного равновесного испарения 30.

Остаток М2А, полученный в процессе фракционной перегонки 1А, деасфальтируют растворителем в процессе деасфальтации растворителем 3А, вследствие чего получают деасфальтированную нефть М4А в качестве экстракта и асфальтен (пек) М5А.

В процессе деасфальтации растворителем первый остаток 2А противоточно приводят в контакт с растворителем в колонне для экстракции растворителем и разделяют на деасфальтированную нефть и асфальтен (пек), который содержит металлы и остаточный углерод при высоких концентрациях. Деасфальтированную нефть извлекают вместе с растворителем через верхнюю часть колонны и растворитель отделяют от извлеченного материала в сверхкритическом состоянии. Асфальтен (пек) извлекают вместе с растворителем через донную часть колонны и находящийся в извлеченном материале растворитель удаляют выпариванием.

В том случае, когда процесс рафинирования, который следует после процесса деасфальтации растворителем 3А, включает только процесс гидродеметаллизации/десульфурации 4А, предпочтительно регулировать степень экстракции в процессе деасфальтации растворителем таким образом, чтобы содержание ванадия (V) в деасфальтированной нефти М4А стало равным 25 мас. ч./млн или менее.

По меньшей мере, часть деасфальтированной нефти М4А, полученной в процессе деасфальтации растворителем 3А, вводят в процесс гидродеметаллизации/десульфурации (ГДМС процесс) 4A для деметаллизации и десульфурации части деасфальтированной нефти гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением ГДМС рафинированной нефти M6A, которая деметаллизована и десульфирована. Поскольку процесс гидродеметаллизации/десульфурации в основном является таким же, как и процесс гидрорафинирования, описанный выше, в котором подвергается переработке тяжелая сырая нефть, его описание далее не включено.

Условия гидродеметаллизации и десульфурации, предпочтительно, выбирают таким образом, чтобы получить ГДМС рафинированную нефть M6A, имеющую содержание ванадия (V) 2 мас. ч./млн или менее, предпочтительно, 1 мас. ч./млн или менее, и содержание серы 0,5 мас.% или менее, предпочтительно, 0,3 мас.% или менее. Часть ГДМС рафинированной нефти M6A, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфации 4А, и, по меньшей мере, часть дистиллята М3А смешивают в процессе четвертого смешивания 5А с получением нефтепродукта.

Для получения газотурбинного топлива в качестве нефтепродукта, полученного в процессе четвертого смешивания 5А, соотношение компонентов в смеси устанавливают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия (V) в нефтепродукте 0,5 мас. ч./млн или менее. В том случае, когда, например, содержание ванадия в ГДМС рафинированной нефти M6A равно 1 мас. ч./млн и содержание ванадия в дистилляте М3А равно 0 мас. ч./млн, отношение ГДМС рафинированной нефти M6A к дистилляту M3A при смешивании устанавливают при объемном соотношении, равном 1:1 или менее (т. е. меньшая доля ГДМС рафинированной нефти M6A).

Остаток ГДМС рафинированной нефти M6A, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 4А, который не подвергается процессу четвертого смешивания 5А, используют в качестве промежуточного нефтепродукта, подаваемого в процесс каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга. Остаток гидрорафинированной нефти М3, который не подвергается процессу пятого смешивания 5А, может быть использован в качестве нефтепродукта М3А, такого как нафта, бензин, керосин или газойль.

Поскольку согласно вышеуказанному способу переработки нефти часть ГДМС рафинированной нефти M6A и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти М3А смешивают, можно получить нефтепродукт, такой как газотурбинное топливо, который имеет достаточно низкое содержание ванадия (V). Можно также получить из остатка ГДМС рафинированной нефти M6A промежуточный нефтепродукт, имеющий относительно низкое содержание металлов (V+Ni), который может быть использован в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, вследствие чего эффективно получают множество нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность.

Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет повышенные допустимые концентрации металлов по сравнению с газотурбинным топливом или подобными продуктами, выход деасфальтированной нефти М4А, полученной в процессе деасфальтации растворителем 3А, может быть увеличен без наложения нагрузки на процесс гидродеметаллизации/десульфурации, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) М5А из остатка М2А.

Как следует из технологической схемы фиг.4, в том случае, когда деасфальтированная нефть М4А, полученная в процессе деасфальтации растворителем 3А, включает относительно низкие концентрации металлов и серы и смешивается с частью ГДМС рафинированной нефти, включающей дополнительные пониженные концентрации металлов и серы, чтобы удовлетворять требованиям, предъявляемым к свойствам исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, его часть может быть направлена через обводную линию, показанную ссылочными цифрами 12А на фиг.4, для смешивания с частью ГДМС рафинированной нефти M6A, вместо того, чтобы подвергать процессу гидродеметаллизации/десульфурации 4А, вследствие чего получают промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходного сырья для процесса гидрокрекинга.

Фиг.5 представляет технологическую схему процессов, поясняющую пятый вариант способа переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением, подобный варианту, показанному на фиг.4, в котором из нефтяного сырья одновременно получают газотурбинное топливо и исходное сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходное сырье для процесса гидрокрекинга.

Данный вариант отличается от варианта, показанного на фиг.4, главным образом, тем, что после процесса гидродеметаллизации/десульфурации 4А следует процесс вакуумной фракционной перегонки 6А для того, чтобы переработать ГДМС рафинированную нефть M6A вакуумной перегонкой и разделить ее на вакуумный газойль М7А и вакуумный остаток М8А.

Иными словами, при использовании способа переработки нефти, показанного на фиг.5, ГДМС рафинированную нефть M6A, полученную, как и в примере, показанном на фиг.4, перегоняют в вакууме в процессе вакуумной фракционной перегонки 6А.

В процессе вакуумной фракционной перегонки ГДМС рафинированную нефть M6A вводят в колонну для вакуумной перегонки, в которой ГДМС рафинированную нефть M6A перегоняют и разделяют на компонент с низкой точкой кипения и компонент с высокой точкой кипения, тогда как из верхней части колонны получают вакуумный газойль М7А, имеющий более низкую точку кипения, а из донной части колонны получают вакуумный остаток М8А, имеющий более высокую точку кипения.

Поскольку осуществляют вышеуказанный процесс вакуумной фракционной перегонки, степень экстракции деасфальтированной нефти М4, полученной в процессе деасфальтации растворителем, можно регулировать таким образом, чтобы установить желательный верхний предел содержания ванадия (V), равный, например, 50 мас. ч./млн. Таким образом, степень экстракции можно сделать более высокой, и выход при извлечении нефтепродуктов может быть повышен.

Условия деметаллизации и десульфурации для получения ГДМС рафинированной нефти М6А из деасфальтированной нефти М4 процессом деметаллизации/десульфурации, предпочтительно, выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия (V) 20 мас. ч./млн или менее, предпочтительно, 10 мас. ч./млн или менее, тогда как содержание серы желательно установить равным 0,5 мас.% или менее, предпочтительно, 0,3 мас.% или менее.

Кроме того, желательно установить содержание ванадия в вакуумном газойле, полученном вакуумной перегонкой ГДМС рафинированной нефти М6А, до 1 мас. ч./млн или менее.

Следуя вышеуказанному процессу, по меньшей мере, часть вакуумного газойля М7А, полученного в процессе вакуумной фракционной перегонки 6А, и дистиллят М3А смешивают в процессе пятого смешивания 7А с получением одного из нефтепродуктов.

Для получения газотурбинного топлива в качестве нефтепродукта, полученного в процессе пятого смешивания 7А, содержание ванадия (V) регулируют до 0,5 мас. ч./млн или менее, как и в примере, показанном на фиг.4. В данном случае соотношение ингредиентов в смеси устанавливают, как и в предыдущем примере, с учетом содержания ванадия в вакуумном газойле М7А. Когда содержание ванадия (V) в вакуумном газойле М7А устанавливают равным 0,5 мас. ч./млн или менее, он может быть использован в качестве газотурбинного топлива без добавления дистиллята М3А.

Остаток вакуумного газойля М7А, вакуумный остаток М8А, полученный вакуумной перегонкой, и остаток ГДМС рафинированной нефти, которые не подают в процесс вакуумной фракционной перегонки 6А, используют в отдельности или в их соответствующей комбинации в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или в качестве исходного сырья для процесса гидрокрекинга.

Поскольку в указанном выше способе переработки нефти ГДМС рафинированную нефть М6А подвергают вакуумной перегонке в процессе вакуумной фракционной перегонки 6А для разделения на вакуумный газойль М7А и вакуумный остаток М8А, которые не включают значительное содержание металлов и остаточного углерода, с использованием диапазона точек кипения, зависящего от способности к перегонке, для самого ГДМС рафинированной нефти М6А могут быть допущены относительно высокие концентрации ванадия, металлов и остаточного углерода, вследствие чего повышается выход деасфальтированной нефти М4А в процессе деасфальтации растворителем 3А и поэтому можно подавить образование асфальтена (пека) М5А из остатка М2А.

Что касается деасфальтированной нефти М4А, полученной в процессе деасфальтации растворителем 3А, то в случае, когда содержание ванадия (V) является достаточно низким, часть М4 может быть также введена в обводную линию 12А для смешивания с вакуумным остатком М8А, подаваемым из процесса вакуумной фракционной перегонки 6А, вместо того, чтобы подвергать ее процессу гидродеметаллизации/десульфурации 4А, вследствие чего получают промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга. ГДМС рафинированная нефть М6А, полученная в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 4А, может быть также введена в обводную линию 12А для смешивания с вакуумным остатком М8А, подаваемым из процесса вакуумной фракционной перегонки 6А, вследствие чего получают промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга.

Фиг.6 представляет технологическую схему процессов, поясняющую шестой вариант способа переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением, подобный варианту, показанному на фиг.4, предназначенный для случая одновременного получения из нефтяного сырья газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходного сырья для процесса гидрокрекинга.

Данный вариант отличается от варианта, показанного на фиг.4, главным образом, тем, что после процесса фракционной перегонки 1А следуют процесс вакуумной фракционной перегонки 20А, в котором остаток М2А разделяют на вакуумный газойль М11А и вакуумный остаток М12А вакуумной перегонкой, процесс деасфальтации растворителем 21А, в котором вакуумный остаток М12А разделяют на деасфальтированную нефть М13А и асфальтен (пек) М14А деасфальтацией растворителем, и процесс гидродеметаллизации/десульфурации 22А, в котором смесь деасфальтированной нефти М13А и вакуумного газойля М11А подвергают процессу гидродеметаллизации/десульфурации с получением ГДМС рафинированной нефти М15А.

При использовании способа переработки, показанного на фиг.6, остаток М2А, полученный как и в примере, показанном на фиг.4, перегоняют в вакууме в процессе вакуумной фракционной перегонки 20А.

В процессе вакуумной фракционной перегонки остаток М2А вводят в колонну для вакуумной перегонки, где М2А перегоняют и разделяют на компонент с низкой точкой кипения и компонент с высокой точкой кипения, тогда как из верхней части колонны получают вакуумный газойль М11А, имеющий более низкую точку кипения, и из донной части колонны получают вакуумный остаток М12А, имеющий более высокую точку кипения. После процесса вакуумной фракционной перегонки 20А следует процесс деасфальтации растворителем 21А, в котором вакуумный остаток М12А, полученный в первом из двух названных процессов, разделяют на деасфальтированную нефть М13А и асфальтен (пек) М14А. Хотя процесс вакуумной фракционной перегонки подобен такому процессу в случаях, показанных на фиг.4 и фиг.5, степень экстракции деасфальтированной нефти М13А, полученной в процессе деасфальтации растворителем вакуумного остатка, регулируют таким образом, чтобы желательный верхний предел содержания ванадия (V) был увеличен, например, до 70 мас. ч./млн с учетом концентраций металлов, остаточного углерода и серы в М13А, которые выше таковых в остатке М2А.

Затем полученные таким образом деасфальтированная нефть М13А и вакуумный газойль М11А смешивают и смесь подвергают процессу гидродеметаллизации/десульфурации, вследствие чего получают ГДМС рафинированную нефть М15А. Условия деметаллизации и десульфурации для получения ГДМС рафинированной нефти М15А, предпочтительно, выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия (V) 2 мас. ч./млн или менее, предпочтительно, 1 мас. ч./млн или менее, и содержания серы 0,5 мас.% или менее, предпочтительно, 0,3 мас.% или менее.

Затем часть ГДМС рафинированной нефти М15А, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 22А, и дистиллят М3А смешивают в процессе шестого смешивания 23А, вследствие чего в качестве одного из нефтепродуктов получают газотурбинное топливо, имеющее содержание ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее. Остаток ГДМС рафинированной нефти М15, полученной в процессе гидродеметаллизации/десульфурации 22А, который не подают в процесс шестого смешивания 23А, может быть использован в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или в качестве исходного сырья для процесса гидрокрекинга.

В том случае, когда деасфальтированная нефть М13А и вакуумный газойль М11А имеют значительно отличающиеся концентрации металлов, остаточного углерода и серы и требуются условия реакции, в особенности парциальное давление водорода, которые значительно отличаются друг от друга, М13А и М11А вместо смешивания могут быть подвергнуты процессу гидродеметаллизации/десульфурации при оптимальных условиях в отдельных реакторах и затем смешаны друг с другом, или, по меньшей мере, часть вакуумного газойля М11А, которая подвергнута процессу гидродеметаллизации/десульфурации, и, по меньшей мере, часть дистиллята М3А смешивают с получением газотурбинного топлива, имеющего содержание ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее.

Поскольку в соответствии с вышеуказанным способом переработки нефти часть ГДМС рафинированной нефти М15А и, по меньшей мере, часть дистиллята М3А смешивают в процессе шестого смешивания 23А, содержание ванадия (V) в смешанной нефти становится достаточно низким и в качестве одного из нефтепродуктов можно получить газотурбинное топливо. Промежуточные нефтепродукты с низким содержанием металлов (V+Ni), используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, можно даже получить из остатка ГДМС рафинированной нефти М15А, полученного из смеси вакуумного газойля М7А и деасфальтированной нефти М13А процессом гидродеметаллизации/десульфурации. Таким образом может быть эффективно получено множество промежуточных нефтепродуктов, имеющих значительную промышленную ценность.

Поскольку промежуточный нефтепродукт, используемый в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, имеет более допустимые отклонения в отношении содержания металлов, чем газотурбинное топливо или подобный продукт, выход деасфальтированной нефти М13А в процессе деасфальтации растворителем 21А может быть повышен за счет одновременного получения газотурбинного топлива и исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходного сырья для процесса гидрокрекинга, вследствие чего подавляется образование асфальтена (пека) из вакуумного остатка М12А.

Настоящее изобретение будет представлено ниже более конкретно в виде экспериментальных примеров.

Множество нефтепродуктов, включающих газотурбинное топливо и промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, получали, как показано на фиг.7, способом переработки нефти, показанным на фиг.1.

В качестве нефтяного сырья использовали сверхтяжелую сырую нефть (нефть Orinoco), имеющую плотность в °API 8,5, содержание серы 3,67 мас.% и содержание ванадия 393 мас. ч./млн, которую сначала перегоняли при атмосферном давлении (процесс фракционной перегонки 1) в колонне для отгонки легких фракций, вследствие чего получали дистиллят М1 и остаток М2. Выход дистиллята М1 составлял 15,9 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 2,41 мас.%. Выход остатка М2 был равен 83,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 4,07 мас.%, и содержание ванадия составляло 472 мас. ч./млн.

Затем полученный таким образом дистиллят М1 десульфировали в процессе гидрорафинирования 2 в присутствии водорода и катализатора с получением гидрорафинированных нефтей М3, М3′.3′ использовали в качестве нефтепродукта нафты без применения дополнительной обработки. Выход гидрорафинированной нефти М3 составлял 13,0 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,02 мас.%. Выход нафты М3′ был равен 2 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Кроме процесса гидрорафинирования остаток М2 подвергали процессу деасфальтации растворителем 3 в колонне для экстракции растворителем с использованием в качестве растворителя изобутана, вследствие чего получали деасфальтированную нефть М4 со степенью экстракции 65% и асфальтен (пек) М5 в качестве остатка. Отношение растворителя к остатку М2 (растворитель/М2) в процессе деасфальтации растворителем устанавливали равным 8. Выход деасфальтированной нефти М4 был равен 54,3 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как выход серы был равен 3,60 мас.%, содержание ванадия было равно 66 мас. ч./млн, и степень экстракции составляла 14%. Выход асфальтена (пека) М5 был равен 29,2 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Полученную таким образом деасфальтированную нефть М4 вводили в реактор, заполненный катализатором гидродеметаллизации и катализатором гидродесульфурации при их объемном соотношении 3:7, вследствие чего получали ГДМС рафинированную нефть М6 процессом гидродеметаллизации/десульфурации 4 в присутствии водорода и катализаторов. Парциальное давление водорода в указанном процессе было равно 100 атм, и отношение Н2/нефть составляло 800 Нл/л. ЧОСЖ (часовая объемная скорость жидкости) была равна 0,7/час, и температура реакции была равна 370°. Выход ГДМС рафинированной нефти М6 был равен 51 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 0,4 мас.%, и содержание ванадия 0,7 мас. ч./млн.

Затем 15 мас.% (от выхода в расчете на нефтяное сырье) полученной таким образом ГДМС рафинированной нефти М6 смешивали с гидрорафинированной нефтью М3 (процесс первого смешивания 5) с получением газотурбинного топлива с выходом 28 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержанием серы 0,22 мас.% и содержанием ванадия 0,38 мас. ч./млн. Остаток, а именно 36 мас.% (от выхода в расчете на нефтяное сырье) ГДМС рафинированной нефти М6 использовали в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходного сырья для процесса гидрокрекинга без применения дополнительной обработки.

Множество нефтепродуктов, включающих газотурбинное топливо и промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, получали, как показано на фиг.8, способом переработки нефти, показанным на фиг.2.

В качестве нефтяного сырья использовали сверхтяжелую сырую нефть (нефть Orinoco), имеющую плотность в °API 8,5, содержание серы 3,67 мас.% и содержание ванадия 393 мас. ч./млн, которую сначала перегоняли при атмосферном давлении (процесс фракционной перегонки 1) в колонне для отгонки легких фракций, вследствие чего получали дистиллят М1 и остаток М2. Выход дистиллята М1 составлял 15,9 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 2,41 мас.%. Выход остатка М2 был равен 83,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 4,07 мас.%, и содержание ванадия составляло 472 мас. ч./млн.

Затем полученный таким образом дистиллят М1 десульфировали в процессе гидрорафинирования 2 в присутствии водорода и катализатора с получением гидрорафинированных нефтей М3 и М3′.3′ использовали в качестве нефтепродукта нафты без применения дополнительной обработки. Выход гидрорафинированной нефти М3 составлял 13 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,02 мас.%. Выход нафты М3′ был равен 2 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Кроме процесса гидрорафинирования остаток М2 подвергали процессу деасфальтации растворителем 3 в колонне для экстракции растворителем с использованием в качестве растворителя пентана, вследствие чего получали деасфальтированную нефть М4 со степенью экстракции 76,6% и асфальтен (пек) М5 в качестве остатка. Отношение растворителя к остатку М2 (растворитель/М2) в процессе деасфальтации растворителем устанавливали равным 8. Выход деасфальтированной нефти М4 был равен 64 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 3,9 мас.%, содержание ванадия было равно 130 мас. ч./млн, и степень экстракции составляла 27,5%. Выход асфальтена (пека) М5 был равен 19,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Полученную таким образом деасфальтированную нефть М4 вводили в реактор, заполненный катализатором гидродеметаллизации и катализатором гидродесульфурации при их объемном соотношении 5:5, вследствие чего получали ГДМС рафинированную нефть М6 процессом гидродеметаллизации/десульфурации 4 в присутствии водорода и катализаторов. Парциальное давление водорода в указанном процессе было равно 100 атм, и отношение Н2/нефть составляло 800 Нл/л. ЧОСЖ была равна 0,5/час, и температура реакции была равна 370°. Выход ГДМС рафинированной нефти М6 был равен 59 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 0,45 мас.%, и содержание ванадия 8 мас. ч./млн.

Затем полученную таким образом ГДМС рафинированную нефть перегоняли в вакууме (процесс вакуумной фракционной перегонки 6) с получением вакуумного газойля М7 и вакуумного остатка М8. Выход вакуумного газойля М7 был равен 25 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 0,24 мас.%, и содержание ванадия было равно 0,3 мас. ч./млн.

Весь вакуумный газойль М7 смешивали с гидрорафинированной нефтью М3 (процесс второго смешивания 7), вследствие чего получали газотурбинное топливо с выходом 38 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержанием серы 0,16 мас.% и содержанием ванадия 0,19 мас. ч./млн. Вакуумный остаток М8, полученный в процессе вакуумной фракционной перегонки, использовали в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или в качестве исходного сырья для процесса гидрокрекинга без применения дополнительной обработки. Исходное сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженом слое или исходное сырье для процесса гидрокрекинга может быть также получено смешиванием части деасфальтированной нефти М4 или части ГДМС рафинированной нефти с вакуумным остатком М8. Исходное сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходное сырье для процесса гидрокрекинга, которое получено таким способом, показывало выход 34 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы 0,60 мас.% и содержание ванадия 13,7 мас. ч./млн.

Множество нефтепродуктов, включающих газотурбинное топливо и промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, получали, как показано на фиг.9, способом переработки нефти, показанным на фиг.3.

В качестве нефтяного сырья использовали тяжелую сырую нефть (Арабскую тяжелую нефть), имеющую плотность в °API 28, содержание серы 2,9 мас.% и содержание ванадия 69 мас. ч./млн, которую сначала перегоняли при атмосферном давлении (процесс фракционной перегонки) в колонне для отгонки легких фракций, вследствие чего получали дистиллят М1 и остаток М2. Выход дистиллята М1 составлял 41 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,79 мас.%. Выход остатка М2 составлял 58,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 4,72 мас.%, и содержание ванадия составляло 117 мас. ч./млн.

Затем полученный таким образом остаток М2 подвергали процессу вакуумной фракционной перегонки 20, вследствие чего получали вакуумный газойль М11 и вакуумный остаток М12. Выход вакуумного газойля М11 составлял 28,2 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 3,37 мас.%, и содержание ванадия составляло 1,5 мас. ч./млн. Выход вакуумного остатка составлял 30,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание ванадия было равно 223 мас. ч./млн, содержание (V+Ni) составляло 294 мас. ч./млн, содержание остаточного углерода было равно 24,4%, и содержание серы 6,04 мас.%.

Фракции LPG, нафты, керосина и газойля, полученные из дистиллята М1, отдельно очищали гидрированием (процесс гидрорафинирования 2), вследствие чего получали соответственные гидрорафинированные нефти (легкие фракции) М3, М3′. Выход гидрорафинированной нефти М3 составлял 20,3 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,05 мас.%. Выход бензина, керосина и газойля из гидрорафинированной нефти М3′ составлял, соответственно, 6,0 мас.% и 13,7 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Кроме процесса гидрорафинирования вакуумный остаток М12 подвергали процессу деасфальтации растворителем 21 в колонне для экстракции растворителем с использованием в качестве растворителя изобутана, вследствие чего получали деасфальтированную нефть М13 со степенью экстракции 60% и асфальтен (пек) М14 в качестве остатка. Отношение растворителя к вакуумному остатку М12 (растворитель/М12) в процессе деасфальтации растворителем устанавливали равным 8. Выход деасфальтированной нефти М13 был равен 18,4 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 4,62 мас.%, содержание ванадия 22 мас. ч./млн, и степень экстракции составляла 19%. Выход асфальтена (пека) М14 был равен 12,2 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Смесь деасфальтированной нефти М13 и вакуумного газойля М11 вводили в реактор, заполненный катализатором гидродеметаллизации и катализатором гидродесульфурации при их объемном соотношении 1:9, вследствие чего получали ГДМС рафинированную нефть М15 процессом гидродеметаллизации/десульфурации 4 в присутствии водорода и катализаторов. Условия проведения способа устанавливали такими, чтобы парциальное давление водорода в данном процессе было равно 90 атм и отношение Н2 /нефть составляло 800 Нл/л. ЧОСЖ была равна 0,7/час, и температура реакции была равна 370°. Выход ГДМС рафинированной нефти М15 был равен 44 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы составляло 0,6 мас.%, и содержание ванадия 1,0 мас. ч./млн. Затем 15 мас.% (от выхода в расчете на нефтяное сырье) полученной таким образом ГДМС рафинированной нефти М15 смешивали с гидрорафинированной нефтью М3, вследствие чего получали газотурбинное топливо с выходом 45 мас.% в расчете на нефтяное сырье, которое включало содержание серы 0,28 мас.% и содержание ванадия 0,42 мас. ч./млн. Остаток, а именно 29 мас.% ГДМС рафинированной нефти, использовали в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга.

Ниже представлены экспериментальные примеры, в которых использована сырая нефть с низким содержанием серы.

Множество нефтепродуктов, включающих газотурбинное топливо и промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, получали, как показано на фиг.10, способом переработки нефти, показанным на фиг.4.

В качестве нефтяного сырья использовали низкосернистую сырую нефть (арабская парафиновая нефть), имеющую содержание серы 1,79 мас.% и содержание ванадия 13,5 мас. ч./млн, которую сначала перегоняли при атмосферном давлении (процесс фракционной перегонки 1) в колонне для отгонки легких фракций, вследствие чего получали дистиллят М1А и остаток М2А. Выход дистиллята М1А составлял 53,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,63 мас.%. Выход остатка М2А был равен 45,4 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 3,20 мас.%, и содержание ванадия составляло 30,0 мас. ч./млн.

Затем полученный таким образом дистиллят М1А разделяли в испарительной колонне 30, вследствие чего получали дистилляты М3А, М3А′. 3А′ использовали в качестве нефтепродукта нафты без применения дальнейшей переработки. Выход дистиллята М3А составлял 50,9 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,66 мас.%. Выход нафты М3А′ был равен 2,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Остаток М2А подвергали процессу деасфальтации растворителем 3А в колонне для экстракции растворителем с использованием в качестве растворителя изобутана, вследствие чего получали деасфальтированную нефть М4А со степенью экстракции 65% и асфальтен (пек) М5А в качестве остатка. Отношение растворителя к остатку М2А (растворитель/М2А) в процессе деасфальтации растворителем устанавливали равным 8. Выход деасфальтированной нефти М4 был равен 38,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 2,80 мас.%, и содержание ванадия было равно 5,9 мас. ч./млн. Выход асфальтена (пека) М5А был равен 6,8 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Полученную таким образом деасфальтированную нефть М4А вводили в реактор, заполненный катализатором гидродеметаллизации и катализатором гидродесульфурации при их объемном соотношении 1:9, вследствие чего получали ГДМС рафинированную нефть М6А процессом гидродеметаллизации/десульфурации 4А в присутствии водорода и катализаторов. Парциальное давление водорода в данном процессе было равно 100 атм, и отношение Н 2/нефть составляло 800 Нл/л. ЧОСЖ была равна 0,5/час, и температура реакции была равна 370°. Выход ГДМС рафинированной нефти М6А был равен 36,3 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 0,10 мас.%, и содержание ванадия 0,9 мас. ч./млн.

Затем 22,7 мас.% (от выхода в расчете на нефтяное сырье) полученного таким образом ГДМС рафинированной нефти М6А смешивали с дистиллятом М3А (процесс четвертого смешивания 5А) с получением газотурбинного топлива с выходом 73,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье, которое включало содержание серы 0,49 мас.% и содержание ванадия 0,28 мас. ч./млн. Остаток ГДМС рафинированной нефти М6А, а именно его 13,6 мас.% (от выхода в расчете на нефтяное сырье) использовали в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходного сырья для процесса гидрокрекинга без применения дальнейшей обработки.

Множество нефтепродуктов, включающих газотурбинное топливо и промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, получали, как показано на фиг.11, способом переработки нефти, показанным на фиг.5.

В качестве нефтяного сырья использовали низкосернистую сырую нефть (арабская парафиновая нефть), т. е. такую же нефть, которую использовали в четвертом экспериментальном примере, имеющую содержание серы 1,79 мас.% и содержание ванадия 13,5 мас. ч./млн, которую сначала перегоняли при атмосферном давлении (процесс фракционной перегонки 1А) в колонне для отгонки легких фракций, вследствие чего получали дистиллят М1А и остаток М2А. Выход дистиллята М1А составлял 53,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,63 мас.%. Выход остатка М2А был равен 45,4 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 3,20 мас.%, и содержание ванадия составляло 30,0 мас. ч./млн.

Затем полученный таким образом дистиллят М1А разделяли в испарительной колонне 30 с получением дистиллятов М3А, М3А′. Дистиллят М3А′ использовали в качестве нефтепродукта нафты без применения дополнительной обработки. Выход дистиллята М3А составлял 50,9 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,66 мас.%. Выход нафты М3А′ был равен 2,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Кроме процесса гидрорафинирования, остаток М2А подвергали процессу деасфальтации растворителем 3А в колонне для экстракции растворителем с использованием в качестве растворителя пентана, вследствие чего получали деасфальтированную нефть М4А со степенью экстракции 65% и асфальтен (пек) М5А в качестве остатка. Отношение растворителя к остатку М2А (растворитель/М2) в процессе деасфальтации растворителем устанавливали равным 8. Выход полученной таким образом деасфальтированной нефти М4А был равен 38,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 2,80 мас.%, и содержание ванадия 5,9 мас. ч./млн. Выход асфальтена (пека) М5А был равен 6,8 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Деасфальтированную нефть М4А вводили в реактор, заполненный катализатором гидродеметаллизации и катализатором гидродесульфурации при их объемном соотношении 1:9, вследствие чего получали ГДМС рафинированную нефть процессом гидродеметаллизации/десульфурации 4А в присутствии водорода и катализаторов. Парциальное давление водорода в данном процессе было равно 100 атм, и отношение Н 2/нефть составляло 800 Нл/л. ЧОСЖ была равна 0,7/час, и температура реакции была равна 360°. Выход ГДМС рафинированной нефти М6А был равен 36,3 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 0,30 мас.%, и содержание ванадия 1,5 мас. ч./млн.

Затем полученную таким образом ГДМС рафинированную нефть М6А перегоняли в вакууме (процесс вакуумной фракционной перегонки 6А), вследствие чего получали вакуумный газойль М7А и вакуумный остаток М8А. Выход полученного таким образом вакуумного газойля М7А был равен 23,0 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 0,10 мас.%, и содержание ванадия 0,2 мас. ч./млн.

Весь вакуумный газойль М7А смешивали с дистиллятом М3А (процесс пятого смешивания 7А) с получением газотурбинного топлива с выходом 73,9 мас.% в расчете на нефтяное сырье, которое включало содержание серы 0,49 мас.% и содержание ванадия 0,06 мас. ч./млн. Вакуумный остаток М8А, полученный в процессе вакуумной фракционной перегонки, использовали в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или в качестве исходного сырья для процесса гидрокрекинга без применения дополнительной обработки. Исходное сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходное сырье для процесса гидрокрекинга может быть также получено смешиванием части деасфальтированной нефти М4А или части ГДМС рафинированной нефти М6А с вакуумным остатком М8А. Исходное сырье для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или исходное сырье для процесса гидрокрекинга, полученное таким способом, показывало выход 13,3 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы 0,65 мас.%, и содержание ванадия 3,7 мас. ч./млн.

Множество нефтепродуктов, включающих газотурбинное топливо и промежуточные нефтепродукты, используемые в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, получали, как показано на фиг.12, способом переработки нефти, показанным на фиг.6.

В качестве нефтяного сырья использовали низкосернистую сырую нефть (арабская парафиновая нефть), т. е. такую же нефть, которую использовали в четвертом экспериментальном примере, имеющую содержание серы 1,79 мас.% и содержание ванадия 13,5 мас. ч./млн, которую сначала перегоняли при атмосферном давлении (процесс фракционной перегонки 1А) в колонне для отгонки легких фракций, вследствие чего получали дистиллят М1А и остаток М2А. Выход дистиллята М1А составлял 53,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,63 мас.%. Выход остатка М2А был равен 45,4 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 3,20 мас.%, и содержание ванадия составляло 30,0 мас. ч./млн.

Затем полученный таким образом остаток М2А перегоняли в вакууме (процесс вакуумной фракционной перегонки 20А), вследствие чего получали вакуумный газойль М11А и вакуумный остаток М12А. Выход вакуумного газойля М11А составлял 30,4 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы было равно 2,70 мас.%, и содержание ванадия было равно 0,1 мас. ч./млн. Выход вакуумного остатка М12А был равен 15,0 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание ванадия составляло 91,0 мас. ч./млн, и содержание серы 4,10 мас.%.

Дистиллят М1А разделяли в испарительной колонне 30, вследствие чего получали дистилляты М3А, М3А′. Дистиллят М3А′ использовали в качестве одного нефтепродукта, а именно нафты, без применения дополнительной обработки. Выход дистиллята М3А составлял 50,9 мас.% в расчете на нефтяное сырье, и содержание серы было равно 0,66 мас.%. Выход нафты М3А′ставлял 2,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Кроме процесса гидрорафинирования вакуумный остаток М12А подвергали процессу деасфальтации растворителем 21А в колонне для экстракции растворителем с использованием в качестве растворителя изобутана, вследствие чего получали деасфальтированную нефть М13А со степенью экстракции 60% и асфальтен (пек) М14А в качестве остатка. Отношение растворителя к вакуумному остатку М12А (растворитель/М12А) в процессе деасфальтации растворителем устанавливали равным 8. Выход деасфальтированной нефти М13А составлял 10,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье, содержание серы было равно 3,30 мас.%, и содержание ванадия 11,0 мас. ч./млн. Выход асфальтена (пека) М14А составлял 4,5 мас.% в расчете на нефтяное сырье.

Смесь деасфальтированной нефти М13А и вакуумного газойля М11А вводили в реактор, заполненный катализатором гидродеметаллизации и катализатором гидродесульфурации при их объемном соотношении 1:9, вследствие чего получали HDMS рафинированную нефть М15A процессом гидродеметаллизации/десульфурации 22А в присутствии водорода и катализаторов. Парциальное давление водорода в данном процессе устанавливали равным 100 атм, и отношение H2 /нефть составляло 800 Нл/л. ЧОСЖ была равна 0,5/час, и температура реакции была равна 375°С. Выход ГДМС рафинированной нефти M15A был равен 38,4 мас.% в расчете на нефтяное сырье, тогда как содержание серы составило 0,10 мас.%, и содержание ванадия 0,9 мас. ч./млн.

Затем 22,7 мас.% (от выхода в расчете на нефтяное сырье) полученного таким образом ГДМС рафинированной нефти M15A смешивали с дистиллятом М3А, вследствие чего получали газотурбинное топливо с выходом 73,6 мас.% в расчете на нефтяное сырье, которое включало содержание серы 0,49 мас.% и содержание ванадия 0,28 мас. ч./млн. Остаток ГДМС рафинированной нефти, а именно его 15,7 мас.%, использовали в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга без применения дополнительной обработки.

Способ переработки нефти в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает возможность получения, например, из тяжелого нефтяного сырья, такого как деготь Orinoco, или нефтяного сырья, имеющего низкое содержание серы, нефтепродукта (газотурбинного топлива), имеющего содержание ванадия (V) 0,5 мас. ч./млн или менее, и промежуточных нефтепродуктов, имеющих относительно низкое содержание металлов (V+Ni) 30 мас. ч./млн, которые являются подходящими в качестве исходного сырья для использования в процессе каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или в процессе гидрокрекинга.

1. Способ переработки нефти рафинированием нефтяного сырья для получения нефтепродуктов, содержащих множество промежуточных нефтепродуктов, включающий

Процесс фракционной перегонки, в котором нефтяное сырье перегоняют и разделяют на дистиллят и остаток;

Процесс гидрорафинирования, в котором, по меньшей мере, часть дистиллята, полученного в процессе фракционной перегонки, рафинируют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидрорафинированной нефти;

Процесс деасфальтации растворителем, в котором остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка;

Процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти, и

Процесс смешивания, в котором смешивают часть гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти с получением одного из нефтепродуктов, причем нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, тогда как отношение содержания экстрагированного ванадия в деасфальтированной нефти к содержанию ванадия в остатке в качестве нефтяного сырья регулируют в процессе деасфальтации растворителем таким образом, чтобы оно стало равно 20% или менее, и условия деметаллизации и десульфурации для получения гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти из деасфальтированной нефти в процессе гидродеметаллизации/десульфурации выбирают таким образом, чтобы достичь в указанной рафинированной нефти содержания ванадия 2 мас. ч./млн или менее и содержания серы 0,5 мас.% или менее, причем нефтяное сырье представляет тяжелую нефть, имеющую плотность в °API 20 или менее.

2. Способ переработки нефти по п.1, в котором нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, а условия смешивания в процессе смешивания выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия в газотурбинном топливе 0,5 мас. ч./млн или менее.

3. Способ переработки нефти по п.1, в котором в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, предусмотрен остаток гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти.

4. Способ переработки нефти рафинированием нефтяного сырья для получения нефтепродуктов, содержащих множество промежуточных нефтепродуктов, включающий

Процесс фракционной перегонки, в котором нефтяное сырье перегоняют и разделяют на дистиллят и остаток;

Процесс гидрорафинирования, в котором, по меньшей мере, часть дистиллята, полученного в процессе фракционной перегонки, рафинируют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидрорафинированной нефти;

Процесс деасфальтации растворителем, в котором остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка;

Процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти;

Процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором гидродеметаллизованную/десульфурированную рафинированную нефть перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток, и

Процесс смешивания, в котором смешивают, по меньшей мере, часть вакуумного газойля и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти с получением одного из нефтепродуктов, причем нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, тогда как отношение содержания экстрагированного ванадия в деасфальтированной нефти к содержанию ванадия в остатке в качестве нефтяного сырья регулируют в процессе деасфальтации растворителем таким образом, чтобы оно стало равно 30% или менее, и условия деметаллизации и десульфурации для получения гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти из деасфальтированной нефти в процессе гидродеметаллизации/десульфурации выбирают таким образом, чтобы достичь в указанной рафинированной нефти содержания ванадия 20 мас. ч./млн или менее и содержания серы 0,5 мас.% или менее, тогда как содержание ванадия в вакуумном газойле, полученном в процессе вакуумной фракционной перегонки, составляет 1 мас. ч./млн или менее, причем сырье представляет тяжелую нефть, имеющую плотность в °API 20 или менее.

5. Способ переработки нефти по п.4, в котором нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, и условия смешивания в процессе смешивания выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия в газотурбинном топливе 0,5 мас. ч./млн или менее.

6. Способ переработки нефти по п.4, в котором в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, предусмотрен вакуумный газойль, полученный вакуумной перегонкой, по меньшей мере, части гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти.

7. Способ переработки нефти рафинированием нефтяного сырья для получения нефтепродуктов, содержащих множество промежуточных нефтепродуктов, включающий

Процесс фракционной перегонки, в котором нефтяное сырье перегоняют и разделяют на дистиллят и остаток;

Процесс гидрорафинирования, в котором, по меньшей мере, часть дистиллята, полученного в процессе фракционной перегонки, рафинируют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидрорафинированной нефти;

Процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором остаток перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток;

Процесс деасфальтации растворителем, в котором вакуумный остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка;

Процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором вакуумный газойль и деасфальтированную нефть смешивают и смесь деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти, и

Процесс смешивания, в котором смешивают, по меньшей мере, часть гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть гидрорафинированной нефти с получением одного из нефтепродуктов, причем нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, тогда как отношение содержания экстрагированного ванадия в деасфальтированной нефти к содержанию ванадия в остатке в качестве нефтяного сырья регулируют в процессе деасфальтации растворителем таким образом, чтобы оно стало равно 15% или менее, а условия деметаллизации и десульфурации для получения гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти выбирают таким образом, чтобы достигнуть в указанной рафинированной нефти содержания ванадия 2 мас. ч./млн или менее и содержания серы 0,5 мас.% или менее, причем нефтяное сырье представляет тяжелую нефть, имеющую плотность в °API 20 или менее.

8. Способ переработки нефти по п.7, в котором нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, и условия смешивания в процессе смешивания выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия в газотурбинном топливе 0,5 мас. ч./млн или менее.

9. Способ переработки нефти по п.7, в котором в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, предусмотрен остаток гидродеметаллизованной/ десульфурированной рафинированной нефти.

10. Способ переработки нефти рафинированием нефтяного сырья для получения нефтепродуктов, содержащих множество промежуточных нефтепродуктов, включающий

Процесс фракционной перегонки, в котором нефтяное сырье перегоняют и разделяют на первый дистиллят и остаток;

Процесс деасфальтации растворителем, в котором остаток, полученный в процессе фракционной перегонки, деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка;

Процесс гидрометаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти;

Процесс мгновенного равновесного испарения, в котором первый дистиллят подвергают мгновенному равновесному испарению с получением второго дистиллята, и

Процесс смешивания, в котором смешивают часть гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть второго дистиллята с получением одного из нефтепродуктов, причем нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, тогда как степень экстракции деасфальтированной нефти в процессе деасфальтации растворителем регулируют таким образом, чтобы содержание ванадия в нем стало равно 25 мас. ч./млн или менее, а условия деметаллизации и десульфурации для получения гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти выбирают таким образом, чтобы достигнуть в указанной рафинированной нефти содержания ванадия 2 мас. ч./млн или менее и содержания серы 0,5 мас.% или менее, причем нефтяное сырье представляет низкосернистую сырую нефть с содержанием серы 2,0 мас.% или менее.

11. Способ переработки нефти по п.10, в котором нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, а условия смешивания в процессе смешивания выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия 0,5 мас. ч./млн или менее.

12. Способ переработки нефти по п.10, в котором в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, предусмотрен остаток гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти.

13. Способ переработки нефти рафинированием нефтяного сырья для получения нефтепродуктов, содержащих множество промежуточных нефтепродуктов, включающий

Процесс фракционной перегонки, в котором нефтяное сырье перегоняют и разделяют на первый дистиллят и остаток;

Процесс деасфальтации растворителем, в котором остаток, полученный в процессе фракционной перегонки, деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка;

Процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором, по меньшей мере, часть деасфальтированной нефти деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти;

Процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором гидродеметаллизованную/десульфурированную рафинированную нефть перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток;

Процесс мгновенного равновесного испарения, в котором первый дистиллят подвергают мгновенному равновесному испарению с получением второго дистиллята, и

Процесс смешивания, в котором смешивают, по меньшей мере, часть вакуумного газойля и, по меньшей мере, часть второго дистиллята с получением одного из нефтепродуктов, причем нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, тогда как степень экстракции деасфальтированной нефти в процессе деасфальтации растворителем регулируют таким образом, чтобы содержание ванадия в деасфальтированной нефти стало равно 50 мас. ч./млн или менее, а условия деметаллизации и десульфурации для получения гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти выбирают таким образом, чтобы достигнуть в указанной рафинированной нефти содержания ванадия 20 мас. ч./млн или менее и содержания серы 0,5 мас.% или менее, в то время как содержание ванадия в вакуумном газойле, полученном в процессе вакуумной фракционной перегонки, устанавливают равным 1 мас. ч./млн или менее, причем нефтяное сырье представляет низкосернистую сырую нефть с содержанием серы 2,0 мас.% или менее.

14. Способ переработки нефти по п.13, в котором нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, а условия смешивания в процессе смешивания выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия в газотурбинном топливе 0,5 мас. ч./млн или менее.

15. Способ переработки нефти по п.13, в котором в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или процесса гидрокрекинга, предусмотрен вакуумный газойль, полученный вакуумной перегонкой, по меньшей мере, части гидродеметаллизованной/ десульфурированной рафинированной нефти.

16. Способ переработки нефти рафинированием нефтяного сырья для получения нефтепродуктов, содержащих множество промежуточных нефтепродуктов, включающий

Процесс фракционной перегонки, в котором нефтяное сырье перегоняют и разделяют на первый дистиллят и остаток;

Процесс вакуумной фракционной перегонки, в котором остаток, полученный в процессе фракционной перегонки, перегоняют в вакууме и разделяют на вакуумный газойль и вакуумный остаток;

Процесс деасфальтации растворителем, в котором вакуумный остаток деасфальтируют растворителем с получением деасфальтированной нефти в качестве экстракта и асфальтена (пека) в качестве остатка;

Процесс гидродеметаллизации/десульфурации, в котором смешивают вакуумный газойль и деасфальтированную нефть и смесь деметаллизуют и десульфируют гидрированием в присутствии водорода и катализатора с получением гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти;

Процесс мгновенного равновесного испарения, в котором первый дистиллят подвергают мгновенному равновесному испарению с получением второго дистиллята, и

Процесс смешивания, в котором смешивают часть гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти и, по меньшей мере, часть второго дистиллята с получением одного из нефтепродуктов, причем нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, тогда как степень экстракции деасфальтированной нефти в процессе деасфальтации растворителем регулируют таким образом, чтобы содержание ванадия в деасфальтированной нефти стало равно 70 мас. ч./млн или менее, а условия деметаллизации и десульфурации для получения гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти выбирают таким образом, чтобы достигнуть в указанной рафинированной нефти содержания ванадия 2 мас. ч./млн или менее и содержания серы 0,5 мас.% или менее, причем нефтяное сырье представляет низкосернистую сырую нефть с содержанием серы 2,0 мас.% или менее.

17. Способ переработки нефти по п.16, в котором нефтепродукт, полученный в процессе смешивания, представляет газотурбинное топливо, а условия смешивания в процессе смешивания выбирают таким образом, чтобы достигнуть содержания ванадия в газотурбинном топливе 0,5 мас. ч./млн или менее.

18. Способ переработки нефти по п.16, в котором в качестве промежуточного нефтепродукта, используемого в качестве исходного сырья для процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое или гидрокрекинга, предусмотрен остаток гидродеметаллизованной/десульфурированной рафинированной нефти.

Http://bankpatentov. ru/node/434069

Изобретение относится к способам разделения нефти путем фракционирования и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Способ включает предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых продуктов с последующей его сепарацией в гидроциклонах с разделением на жидкую и парогазовую фазы. Парогазовую фазу после первой ступени сепарации используют в качестве отпаривающего агента в отбензинивающей колонне, а парогазовую фазу после второй ступени сепарации – в качестве отпаривающего агента в основной ректификационной колонне. В виде варианта способа сепарацию исходного сырья проводят в одну ступень и парогазовую фазу разделяют на две части и используют в качестве отпаривающих агентов как в отбензинивающей, так и в ректификационной колоннах. Предпочтительно парогазовые фазы перед их подачей в колонны подвергают перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения, после чего в отбензинивающую колонну они поступают при температуре 310-320°С, а в ректификационную колонну – при 370-380°С. Технический результат – снижение удельных энергозатрат на ведение процесса с одновременным сохранением необходимой глубины отпарки легких фракций нефти. 2 н. и 6 з. п. ф-лы, 1 ил.

Предлагаемые изобретения относятся к способам разделения нефтяного сырья путем фракционирования и могут быть использованы в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ перегонки нефти, заключающийся в том, что исходную нефть нагревают в теплообменниках за счет тепла отходящих продуктов перегонки до 200-220°С и направляют в отбензинивающую колонну, где при давлении 0,3-0,4 МПа отбирают до половины содержащихся в нефти бензиновых фракций и весь газ (Пикалов Г. П. и др. «Влияние глубины отбора бензиновых фракций в отбензинивающей колонне К-1 на качественные показатели работы высокопроизводительных установок перегонки нефти», сб. «Нефтепереработка и нефтехимия», 1978 г., №10, стр.7).

Для углубления отгонки в низ колонны вводят дополнительное количество тепла путем подачи «горячей струи» – отпаривающего агента.

В качестве отпаривающего агента используют часть (≈30 мас.%) отбензиненной нефти, которую греют в печи до 350-360°С и возвращают в низ отбензинивающей колонны.

Недостаток данного способа заключается в том, что отбензиненная нефть является неэффективным отпаривающим агентом, так как содержит мало паровой фазы. Отбензиненная нефть не содержит газа, часть фракций бензина также отсутствует. При любой температуре подогрева «горячей струи» образующаяся паровая фаза находится с ней в тепловом равновесии, то есть является насыщенной и при малейшем охлаждении начинает конденсироваться. Для получения необходимого количества паровой фазы приходится увеличивать количество и повышать температуру подогрева отпаривающего агента, но если первое увеличивает энергозатраты на циркуляцию, то второе вызывает усиление разложения серо – и хлорорганических соединений нефти и необходимость очистки газа и бензина отбензинивающей колонны от сернистых и хлористых соединений.

Известен способ перегонки углеводородного сырья в ректификационной колонне с отбором с верха колонны газа и бензиновой фракции, выводом в виде боковых погонов керосиновой и дизельной фракций, в котором в качестве отпаривающего агента используют перегретые пары бензиновой фракции из ректификационной колонны после отделения от нее воды и несконденсировавшихся углеводородных газов (Пат. РФ 2206596, C 10 G 7/00, 7/06, оп. 20.06.2003 г.).

Недостатком известного способа является использование в качестве отпаривающего агента повторно возвращенных паров бензиновой фракции, что приводит к дополнительной нагрузке на ректификационную колонну по парам и, как следствие, либо к ухудшению качества получаемых продуктов, либо к необходимости увеличения диаметра колонны. Кроме того, для циркуляции отпаривающего агента необходим насос, а это – дополнительный расход электроэнергии.

Наиболее близким по существенным признакам к заявляемому является способ дистилляции, который включает подогрев нефти за счет тепла дизельного топлива, отделение образовавшейся паровой фазы в емкостном сепараторе, нагрев жидкой фазы, выводимой из сепаратора за счет тепла мазута, отделение образовавшейся паровой фазы во втором емкостном сепараторе, нагрев жидкой фазы из второго сепаратора в печи и подачу в зону питания атмосферной колонны, смешение паровых фаз из обоих сепараторов, нагрев их в печи и подачу на смешение с жидкой фазой в печи в точке совпадения температур (Пат. США №2338595, НК 196-73, оп. 04.01.1944 г.). Часть подогретой в печи паровой фазы подают в низ атмосферной колонны в качестве дополнительного отпаривающего агента. В качестве основного отпаривающего агента используют водяной пар. Основной целью предварительного двухступенчатого отделения паровой фазы от жидкой фазы является снижение гидравлического сопротивления потоку нефти в теплообменниках и снижение давления на выкиде сырьевого насоса. Основную массу отделяемой в сепараторах паровой фазы снова смешивают с жидкой фазой перед окончательным ее нагревом в печи.

– в качестве основного отпаривающего агента в прототипе используют водяной пар, который обладает общеизвестными недостатками (относительно высокая стоимость, обводнение получаемых дистиллятов, образование вредных стоков, усиление коррозии аппаратов и т. д.);

– в качестве дополнительного отпаривающего агента используют только небольшую часть выделенной паровой фазы нефти как дополнение к основному отпаривающему агенту – водяному пару, а основную массу паровой фазы нефти, отделенной в аппаратах, после подогрева в печи снова возвращают в поток нефти и подают вместе с ней в зону питания колонны, при этом основной целью отделения паровой фазы нефти в сепараторах является не использование ее в качестве отпаривающего агента, а снижение гидравлического сопротивления теплообменников и давления на выкиде сырьевого насоса;

– использование одноколонной схемы перегонки нефти, как известно, является неэкономичным, так как газ, выводимый с верха колонны, имеет низкое давление и содержит много серо – и хлористого водорода, а чтобы использовать этот газ в качестве топлива, его приходится пропускать через блок очистки аминами, что требует в свою очередь повышения его давления компремированием.

Таким образом, известный способ сохраняет все недостатки использования в качестве отпаривающего агента водяного пара и низкие экономические показатели, вызванные использованием одноколонной схемы разгонки нефти.

Задачей настоящего изобретения является улучшение отпарки легких фракций нефти, а также снижение удельных затрат топливно-энергетических ресурсов на ведение процесса.

Указанная задача решается в способе переработки нефти, включающем предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых целевых продуктов, сепарацию с разделением на жидкую и парогазовую фазы, дальнейший нагрев жидкой и парогазовой фаз в печи с последующей их переработкой, причем жидкую фазу подают на разделение с получением целевых продуктов, а парогазовую фазу – в качестве отпаривающего агента, в котором, согласно изобретению, парогазовую фазу после первой ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в отбензинивающую колонну, а парогазовую фазу после второй ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в ректификационную колонну, при этом сепарацию нефти проводят в гидроциклонах.

Сепарацию в первом гидроциклоне желательно проводить при температуре 150-200°С и давлении 0,6-0,65 МПа, во втором – при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

Целесообразно парогазовые фазы перед подачей их в качестве отпаривающих агентов подвергнуть перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

Отпаривающий агент в отбензинивающую колонну желательно подавать при температуре 310-320°С, а в ректификационную – при температуре 370-380°С.

Использование парогазовой фазы нефти после сепарации в качестве отпаривающих агентов в отбензинивающей и ректификационной колоннах, не ухудшая качества отпарки, дает снижение удельного расхода энергии на ведение процесса за счет исключения циркуляции потоков в колонне и снижения гидравлического сопротивления теплообменников.

Подогрев отпаривающих агентов в конвекционных трубах печи способствует дополнительному снижению температуры уходящих из печи дымовых газов и повышению ее КПД.

Использование гидроциклонов обеспечивает высокое качество сепарации и компактность установки.

Согласно второму варианту, сепарацию проводят в одну ступень, а парогазовую фазу разделяют на два потока и в качестве отпаривающих агентов подают в отбензинивающую и ректификационную колонны, при этом сепарацию проводят в гидроциклоне.

Сепарацию сырья в гидроциклоне желательно проводить при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

Целесообразно парогазовые фазы перед их подачей в качестве отпаривающих агентов подвергнуть перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

Желательно отпаривающий агент подавать в отбензинивающую колонну при температуре 310-320°С, а в ректификационную – при температуре 370-380°С.

Получаемые по второму варианту отпаривающие агенты содержат весь газ, отделенный от нефти в циклоне, и большую часть бензиновой фракции, благодаря чему достигается необходимый отпаривающий эффект в обеих колоннах.

Так же, как и по первому варианту, использование указанных отпаривающих агентов дает снижение удельного расхода энергии при проведении процесса и снижение гидравлического сопротивления теплообменников.

На прилагаемом чертеже представлена принципиальная схема реализации предлагаемого способа по первому варианту.

Способ осуществляют следующим образом. Поток обессоленной нефти 1 прокачивают сырьевым насосом 2 через теплообменники дизельного топлива 3, вакуумного газойля 4 и подают в первый циклонный сепаратор 5, где при температуре 190°С и давлении 0,65 МПа от потока нефти отделяют парогазовую фазу 6.

Парогазовый поток 6 проходит часть труб в конвекционной части печи 7, где его нагревают до 320°С и направляют через маточник под отгонные тарелки отбензинивающей колонны 8 в качестве отпаривающего агента.

Жидкую фазу 9 нефти после циклонного сепаратора 5 первой ступени подают через теплообменник гудрона 10 в циклонный сепаратор второй ступени 11, где при температуре 230°С и давлении 0,55 МПа от потока нефти отделяют парогазовую фазу 12.

Парогазовая фаза 12 проходит часть труб конвекции печи 7 и с температурой 380°С поступает через маточник под отгонные тарелки основной ректификационной колонны 13 в качестве отпаривающего агента. Жидкая фаза 14 нефти после циклонного сепаратора 11 проходит остальные гудроновые теплообменники 15, часть труб конвекции печи 7 и с температурой 260°С поступает в зону питания отбензинивающей колонны 8. С верха колонны 8 выводят смесь 16 прямогонного газа и легких паров бензина. С низа колонны 8 отбензиненную нефть 17 насосом 18 прокачивают через печь 7 и с температурой 370°С подают в зону питания основной ректификационной колонны 13.

С верха колонны 13 выводят пары 19 тяжелого бензина. В качестве боковых погонов через отпарные колонны 20 выводят керосиновую 21 и дизельную 22 фракции. В низ отпарных колонн 20 подводят тепло с помощью теплоносителя 23. С низа колонны 13 выводят мазут 24, который направляют через вакуумную печь с температурой 400°С в вакуумную колонну (на схеме не показано).

Для подогрева нефти в теплообменниках 4, 8, 15 используют тепло потоков вакуумного блока (гудрона 25 и вакуумного газойля 26).

Количество отпаривающих агентов, выводимых из циклонных сепараторов 5 и 11, зависит от температуры подогрева нефти в теплообменниках и давления в сепараторах и легко регулируется.

По второму варианту (на чертеже не показан) предлагаемый способ содержит одну ступень сепарации – один гидроциклон, сырье в который поступает из гудронового теплообменника 10 (см. первый вариант), при этом парогазовую фазу из гидроциклона разделяют на два потока и в качестве отпаривающих агентов направляют в отбензинивающую и ректификационную колонны. Процесс сепарации в гидроциклоне проводят при температуре 220°С и давлении 0,5 МПа.

Предлагаемый способ (оба варианта) обеспечивает необходимую глубину отпарки легких фракций от нефти с одновременным снижением удельных энергозатрат на процесс перегонки нефти.

1. Способ переработки нефти, включающий предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых целевых продуктов, его сепарацию с разделением на жидкую и парогазовую фазы, дальнейший нагрев жидкой и парогазовой фаз в печи с последующей их подачей на дальнейшую переработку, причем жидкую фазу подают на разделение с получением целевых продуктов, а парогазовую – в качестве отпаривающего агента, отличающийся тем, что парогазовую фазу после первой ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в отбензинивающую колонну, а парогазовую фазу после второй ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в ректификационную колонну, при этом сепарацию нефти проводят в гидроциклонах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сепарацию в первом гидроциклоне проводят при температуре 150-200°С и давлении 0,6-0,65 МПа, а во втором – при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что парогазовые фазы перед подачей их в качестве отпаривающих агентов подвергают перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что отпаривающий агент в отбензинивающую колонну подают при температуре 310-320°С, а в ректификационную – при температуре 370-380°С.

5. Способ переработки нефти, включающий предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых целевых продуктов, его сепарацию с разделением на жидкую и парогазовую фазы, дальнейший нагрев жидкой и парогазовой фаз в печи с последующей их подачей на дальнейшую переработку, причем жидкую фазу подают на разделение с получением целевых продуктов, а парогазовую – в качестве отпаривающего агента, отличающийся тем, что сепарацию исходного сырья проводят в одну ступень, а полученную парогазовую фазу разделяют на два потока и в качестве отпаривающих агентов подают в отбензинивающую и ректификационную колонны, при этом сепарацию проводят в гидроциклоне.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что сепарацию в гидроциклоне проводят при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

7. Способ по п.5, отличающийся тем, что парогазовые фазы перед подачей их в качестве отпаривающих агентов подвергают перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

8. Способ по п.5, отличающийся тем, что отпаривающий агент в отбензинивающую колонну подают при температуре 310-320°С, а в ректификационную – при температуре 370-380°С.

Http://www. findpatent. ru/patent/228/2281968.html

Бурный научно-технический прогресс и высокие темпы развития различных отраслей науки и мирового хозяйства в XIX – XX вв. привели к резкому увеличению потребления различных полезных ископаемых, особое место среди которых заняла нефть.

Считают, что современный термин “нефть” произошел от слова “нафата”, что на языке народов Малой Азии означает просачиваться.

Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры. Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали асфальт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав “греческого огня”. В средние века нефть использовалась для освещения в ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии. В начале XIX века в России, а в середине XIX века в Америке из нефти путем возгонки был получен керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового двигателя привело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности.

Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Сегодня она имеет несколько значений для народного хозяйства страны:

· сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;

· источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);

· сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефть – наше национальное богатство, источник могущества России, фундамент ее экономики.

Россия занимает промежуточное положение между полюсами “сверх потребителя” – США и “сверх добытчика” – Саудовской Аравии. В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 2 место в мире. По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии. В 2002 году добыто углеводородов: нефти – 379,6 млн. тонн, природного газа – 594 млрд. м3.

На территории Российской Федерации находятся три крупные нефтегазоносные провинции: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Основной ее объем извлекается насосным способом, на долю фонтанной добычи приходится не более 10%. Из этого следует, что основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности – старением месторождений. Этот вывод подтверждается и данными по стране в целом.

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. В Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по России. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

Для нефтяной промышленности Тюменской области характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415,1 млн. т, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. т, то есть на 13.7%, причем тенденция падения добычи сохраняется и сейчас.

Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, это – ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, СИДАНКО, ТНК.

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т. е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.

Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-грубешорское, Ярегское, Нижне-Омринское, Возейское и другие. Тимано-Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. тонн нефти.

Почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями по составу нефти и поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальный состав нефти для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы – разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т. к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (объем переработки в 2002 году составил – 184 млн. тонн), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, которая ранее транспортировалась на заводы соседних республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

Следует учитывать, что в Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются. Так, например, по геологическим условиям средний дебит одной новой скважины в Тюменской области упал с 138 т в 1975 г. до 10-12т в 1994 г., т. е. более чем в 10 раз. Значительно возросли затраты финансовых и материально-технических ресурсов на создание 1 т новой мощности.

Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) общей мощностью около 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов. На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.

Высокопродуктивные запасы крупных месторождений выработаны более, чем на половину, и по крупным залежам происходит интенсивное снижение объемов добычи нефти. Например, Арланское месторождение (Башкирия) выработано на 77,5%, а Мортымья-Тетеревское (Западная Сибирь) – на 95%. Практически весь фонд нефтяных скважин переведен с фонтанного на механизированный способ добычи. Начался массовый ввод в разработку мелких, низкопродуктивных месторождений. Указанные факторы вызвали резкий рост потребностей отрасли в материальных и финансовых ресурсах для своего освоения, выделение которых в условиях экономического и политического кризиса России в 90-х годах было сокращено.

Нефть залегает в земле, заполняя пустоты между частицами различных горных пород. Для добывания её бурят скважины. Если нефть богата газами, она под их давлением сама поднимается на поверхность, если же давление газов для этого недостаточно, в нефтяном пласту создают искусственное давление путём нагнетания туда газа, воздуха или воды.

В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. Нефтеперерабатывающие заводы располагаются во всех районах страны, т. к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. тонн в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке). По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге.

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года. Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.

Сейчас по грузообороту трубопроводного транспорта Россия стоит на первом месте. Протяженность нефтепроводов составляет 66000 км. Строительство магистральных нефтепроводов продолжается и в настоящее время. Так, например, в 2001 году введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода КТК на 28 млн. т/год (максимальная мощность – 65 млн. тонн), диаметром 1490 мм и протяженностью 1500 км, связывающая нефтяные месторождения юга России и западного Казахстана с терминалом на Черноморском побережье в г. Новороссийске.

Вопросы об исходном веществе, из которого образовалась нефть, о процессах нефтеобразования и формирования нефти в концентрированную залежь, а отдельных залежей в месторождения до сего времени ещё не являются окончательно решёнными. Существует множество мнений как об исходных для нефти веществах, так и о причинах и процессах, обусловливающих её образование. В последние годы благодаря трудам главным образом советских геологов, химиков, биологов, физиков и исследователей других специальностей удалось выяснить основные закономерности в процессах нефтеобразования. В настоящее время установлено, что нефть органического происхождения, т. е. она, как и уголь, возникла в результате преобразования органических веществ.

Наиболее благоприятные условия для формирования нефти – морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась сапропель – глинистая почва, перемешанная с органическими останками умерших рыб, водорослей, моллюсков и прочей живности. В ней шла биохимическая стадия образования нефти. Микроорганизмы при ограниченном доступе кислорода перерабатывали белки, углеводы и т. д. При этом образовывался метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная стадия происходила в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок уплотнился: произошел диагенез. Вследствие природных процессов дно моря опускалось, а сапропель накрывали материалы, которые из-за природных разрушений или потоками воды сносились с гор. Органика попадала в застойные, бескислородные условия. Когда сапропель опустилась до глубины в 1,5 км, подземная температура достигла 100°C и стала достаточной для нефтеобразования. Начинаются химические реакции между веществами под действием температуры и давления. Сложные вещества разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. Потом породу должна накрыть соль (в Прикаспийской впадине ее толщина достигает 4 км) или глина. С увеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до 1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5-8,5 км идет образование жидких углеводородов – микронефти – при температуре от 60 до 160°С. А на больших глубинах при температуре 150-200°С образуется метан. По мере уплотнения сапропели микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является периодом формирования самого месторождения.

Один из первых, кто высказал научно обоснованную концепцию о происхождении нефти, был М. В. Ломоносов. В середине XVIII века в своём тракте «О слоях земных» великий русский учёный писал, что нефть произошла из каменного угля. Исходное вещество было одно: органический материал, преобразованный сначала в уголь, а потом в нефть. М. В. Ломоносов первый указал на связь между горючими полезными ископаемыми – углём и нефтью и выдвинул первую в мире гипотезу о происхождении нефти из растительных остатков.

В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к представлениям М. В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг исходного материала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов. Была произведена перегонка сельдевого жира при температуре 400 °С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла (299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/см3, состоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета. Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ (от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины и ароматические УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н. Д. Зелинским был осуществлен похожий опыт, но исходным материалом служил органогенный ил преимущественно растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш. При его перегонке были получены: сырая смола – 63,2 %; кокс – 16,0%; газы (метан, оксид углерода, водород, сероводород) – 20,8 %. При последующей переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла.

В конце XIX в., когда в астрономии и физике получило развитие применение спектральных методов исследования и в спектрах различных космических тел были обнаружены не только углерод и водород, но и углеводороды, русский геолог Н. А. Соколов выдвинул космическую гипотезу образования нефти. Он предполагал, что когда земля была в огненно-жидком состоянии, то углеводороды из газовой оболочки проникли в массу земного шара, а впоследствии при остывании выделились на его поверхности. Эта гипотеза не объясняет ни географического, ни геологического распределения нефтяных месторождений.

Академик В. И. Вернадский обратил внимание на наличие в нефти азотистых соединений, встречающихся в органическом мире.

Предшественники академика И. М. Губкина, русские геологи Андрусов и Михайловский также считали, что на Кавказе нефть образовалась из органического материала. По мнению И. М. Губкина, родина нефти находится в области древних мелководных морей, лагун и заливов. Он считал, что уголь и нефть – члены одного и того же генетического ряда горючих ископаемых.

Уголь образуется в болотах и пресноводных водоёмах, как правило, из высших растений. Нефть получается главным образом из низших растений и животных, но в других условиях. Нефть постепенно образовывалась в толще различных по возрасту осадочных пород, начиная от наиболее древних осадочных пород – кембрийских, возникших 600 млн. лет назад, до сравнительно молодых – третичных слоёв, сложившихся 50 млн. лет назад. Накопление органического материала для будущего образования нефти происходило в прибрежной полосе, в зоне борьбы между сушей и морем.

По вопросу об исходном материале существовали разные мнения. Некоторые учёные полагали, что нефть возникла из жиров погибших животных (рыбы, планктона), другие считали, что главную роль играли белки, третьи придавали большое значение углеводам. Теперь доказано, что нефть может образоваться из жиров, белков и углеводов, т. е. из всей суммы органических веществ.

И. М. Губкин дал критический анализ проблемы происхождения нефти и разделил органические теории на три группы: теория, где преобладающая роль в образовании нефти отводится погибшим животным; теория, где преобладающая роль отводится погибшим растениям, и, наконец, теория смешанного животно-растительного происхождения нефти.

Последняя теория, детально разработанная И. М. Губкиным, носит название сапропелитовой от слова “сапропель” – глинистый ил – и является господствующей. В природе широко распространены различные виды сапропелитов.

Различие в исходном органическом веществе является одной из причин существующего разнообразия нефтей. Другими причинами являются различие температурных условий вмещающих пород, присутствие катализаторов и др., а также последующие преобразования пород, в которых заключена нефть.

В СССР были проведены исследования, в результате которых удалось установить роль микроорганизмов в образовании нефти. Т. Л. Гинзбург-Карагичева, открывшая присутствие в нефти разнообразнейших микроорганизмов, привела в своих исследованиях много новых, интересных сведений. Она установила, что в нефтях, ранее считавшихся ядом для бактерий, на больших глубинах идёт кипучая жизнь, не прекращавшаяся миллионы лет подряд.

Целый ряд бактерий живёт в нефти и питается ею, меняя, таким образом, химический состав нефти. Академик И. М. Губкин в своей теории нефтеобразования придавал этому открытию большое значение. Гинзбург-Карагичевой установлено, что бактерии нефтяных пластов превращают различные органические продукты в битуминозные.

Под действием ряда бактерий происходит разложение органических веществ и выделяется водород, необходимый для превращения органического материала в нефть.

Нефть – это горная порода. Она относится к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода – это твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти – способность гореть.

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Нефти состоят главным образом из углерода – 79,5-87,5% и водорода – 11,0-14,5% от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5-8%. В незначительных концентрациях в нефтях встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий. Их общее содержание не превышает 0,02-0,03% от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот находятся в нефтях только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений. Главную часть нефтей составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. По углеводородному составу все нефти подразделяются на: 1) метаново-нафтеновые, 2) нафтеново-метановые, 3) ароматическо-нафтеновые, 4) нафтеново-ароматические, 5) ароматическо-метановые, 6) метаново-ароматические и 7) метаново-ароматическо-нафтеновые. Первым в этой классификации ставится название углеводорода, содержание которого в составе нефти меньше.

Метановые УВ (алкановые или алканы) химически наиболее устойчивы, они относятся к предельным УВ и имеют формулу CnH2n+2. Если количество атомов углерода в молекуле колеблется от 1 до 4 (СН4-С4Н10), то УВ представляет собой газ, от 5 до 16 (C5H16-C16H34) то это жидкие УВ, а если оно выше 16 (С17Н36 и т. д.) – твердые (например, парафин).

Нафтеновые (циклановые или алициклические) УВ (CnH2n) имеют кольчатое строение, поэтому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи углерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами.

Ароматические УВ, или арены (СnНn), наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они так и называются – ненасыщенными, или непредельными УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении.

Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу гетеросоединений (греч. “гетерос” – другой). В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых соединений – меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В нефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным радикалам присоединена группа SH.

Меркаптаны разъедают трубы и другое металлическое оборудование буровых установок и промысловых объектов.

В нефтях так же выделяют неуглеводородные соединения: асфальто-смолистую части, порфирины, серу и зольную часть.

Асфальто-смолистая часть нефтей – это темноокрашенное вещество. Оно частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть называется асфальтеном, нерастворившаяся – смолой. В составе смол содержится кислород до 93 % от общего его количества в нефтях.

Порфирины – особые азотистые соединения органического происхождения. Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных. При температуре 200-250оС порфирины разрушаются.

Сера широко распространена в нефтях и в углеводородном газе и содержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее колеблется от 0,1% до 5%, но бывает и значительно больше. Так, например, в газе Астраханского месторождения содержание Н2S достигает 24 %.

Зольная часть – остаток, получающийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.

Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%) – CnH2n-1(COOH), фенолов (не более 1%) – C6H5OH, а также жирных кислот и их производных – C6H5O6(P). Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов – 16%.

Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениями элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы в метановых углеводородах, частично растворимы в нафтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы содержатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Легкие нефти кипят при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C11-C13, газойлевая – C14-C17.

Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью чем водой.

Отстаивание – применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

Центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 350 до 5000 в мин., при производительности 15-45 м3/ч каждая.

Разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ – электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 атмосфер, применяют группами по 6-8 шт. с производительностью 250-500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

· к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти;

· ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. Завод Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая бочка – приёмник для керосина.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (термического и каталитического крекинга, риформинга).

В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых установках. У них устраивается трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны, а для приёма продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый стальной трубопровод. Длина труб в печах достигает километра. Когда завод работает, по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть с большой скоростью – до двух метров в секунду. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё при помощи форсунок. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370°. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть – это смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – мазут (tкип выше 430°С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350-370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу – высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего – водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10-20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350-450°С под давлением 2-3 атмосферы).

· интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

· создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т. к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции – лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т. к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350-370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410-420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст. и ниже.

Рассмотренные методы перегонки нефти дают достаточно четкие разделения компонентов, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96-99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол, толуол, ксилол и др.)

В тарельчатых колоннах 1 для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют большое число (30-40) тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.

Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.)

При первичной перегонке нефть подвергается только физическим изменениям. От неё отгоняются лёгкие фракции, т. е. отбираются части её, кипящие при низких температурах и состоящие из разных по величине углеводородов. Сами углеводороды остаются при этом неизменёнными. Выход бензина, в этом случае, составляет лишь 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить всё возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта.

При крекинге нефть подвергается химическим изменениям. Меняется строение углеводородов. В аппаратах крекинг-заводов происходят сложные химические реакции. Выход бензина из нефти значительно увеличивается (до 65-70 %) путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с меньшей относительной молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. crack – расщеплять).

Крекинг изобрёл русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение Шухова начали применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, содержащихся в нефти, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле.

Процесс ведётся при более высоких температурах (до 600о), часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов раздробляются на более мелкие.

Аппаратура крекинг-заводов в основном та же, что и для перегонки нефти. Это – печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другое – мазут.

Мазут – остаток первичной перегонки – густ и тяжёл, его удельный вес близок к единице. Это потому, что он состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда на крекинг-заводе мазут снова подвергается переработке, часть составляющих его углеводородов раздробляется на более мелкие. А из мелких углеводородов как раз и составляются лёгкие нефтяные продукты – бензин, керосин, лигроин.

Расщепление молекул углеводородов протекает при более высокой температуре (470-550°С) и давлении 2-7МПа. Процесс протекает медленно, образуются углеводороды с неразветвленной цепью атомов углерода. Таким способом получают главным образом автомобильный бензин. Выход его из нефти достигает 70%.

В бензине, полученном в результате термического крекинга, наряду с предельными углеводородами, содержится много непредельных углеводородов. Поэтому этот бензин обладает большей детонационной стойкостью, чем бензин прямой перегонки.

В бензине термического крекинга содержится много непредельных углеводородов, которые легко окисляются и полимеризуются. Поэтому этот бензин менее устойчив при хранении. При его сгорании могут засориться различные части двигателя. Для устранения этого вредного действия к такому бензину добавляют окислители.

Если в нагреваемую на сильном пламени трубку (заполненную железными стружками для улучшения теплопередачи) пускать из воронки по каплям керосин или смазочное масло, очищенные от непредельных углеводородов, то в U-образной трубке вскоре будет собираться жидкость, а в цилиндре над водой – газ. Полученная жидкость, в отличие от взятой для реакции, обесцвечивает бромную воду, т. е. содержит непредельные соединения. Собранный газ хорошо горит и также обесцвечивает бромную воду.

Результаты опыта объясняются тем, что при нагревании произошёл распад углеводородов, например:

Образовалась смесь предельных и непредельных углеводородов с меньшими молекулярными массами, аналогичная бензину.

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

Эти реакции приводят к образованию большого количества газообразных веществ. Выделившийся в процессе крекинга этилен широко используется для в качестве сырья для химической промышленности: производства полиэтилена и этилового спирта.

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму. Вначале образуются свободные радикалы:

Свободные радикалы химически очень активны и могут участвовать в различных реакциях. В процессе крекинга один из радикалов отщепляет атом водорода (а), а другой – присоединяет (б):

При температурах 700-1000°С проводят пиролиз (термическое разложение) нефтепродуктов, в результате которого получают главным образом легкие алкены – этилен, пропилен и ароматические углеводороды. При пиролизе возможно протекание следующих реакций:

Расщепление молекул углеводородов протекает в присутствии катализаторов (обычно алюмосиликатов) и при температуре (450-500° С) и атмосферном давлении. Одним из катализаторов является специально обработанная глина. Эта глина в мелком раздробленном состоянии – в виде пыли – вводится в аппаратуру завода. Углеводороды, находящиеся в парообразном и газообразном состоянии, соединяются с пылинками глины и раздробляются на их поверхности. Такой крекинг называется крекингом с пылевидным катализатором. Этот вид крекинга теперь широко распространяется. Катализатор потом отделяется от углеводородов. Углеводороды идут своим путём на ректификацию и в холодильники, а катализатор – в свои резервуары, где его свойства восстанавливаются.

Главное внимание уделяют бензину. Его стараются получить больше и обязательно лучшего качества. Каталитический крекинг появился именно в результате долголетней, упорной борьбы нефтяников за повышение качества бензина. По сравнению с термическим крекингом процесс протекает значительно быстрее, при этом происходит не только расщепление молекул углеводородов, но и их изомеризация, т. е. образуются предельные углеводороды с разветвленным углеродным скелетом молекул, что улучшает качество бензина.

Этим способом получают авиационный бензин с выходом до 80%. Такому виду крекинга подвергается преимущественно керосиновая и газойлевая фракции нефти.

Бензин каталитического крекинга по сравнению с бензином термического крекинга обладает еще большей детонационной стойкостью, т. к. в нем содержатся углеводороды с разветвленной цепью углеродных атомов.

В бензине каталитического крекинга непредельных углеводородов содержится меньше, и поэтому процессы окисления и полимеризации в нем не протекают. Такой бензин более устойчив при хранении.

Риформинг – (от англ. reforming – переделывать, улучшать) промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высококачественных бензинов и ароматических углеводородов. При этом молекулы углеводородов в основном не расщепляются, а преобразуются. Сырьем служит бензинолигроиновая фракция нефти.

До 30-х годов 20 века риформинг представлял собой разновидность термического крекинга и проводился при 540°С для получения бензина с октановым числом 70-72.

С 40-х годов риформинг – каталитический процесс, научные основы которого разработаны Н. Д. Зелинским, а также В. И. Каржевым, Б. Л. Молдавским. Впервые этот процесс был осуществлен в 1940 г в США.

Его проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3-4 реакторов при t 350-520°С, в присутствии различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и др. во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения коксом, риформинг осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате риформинга бензиновых фракций нефти получают 80-85 % бензин с октановым числом 90-95, 1-2% водорода и остальное количество газообразных углеводородов. Из трубчатой печи под давлением нефть подается в реакционную камеру, где и находится катализатор, отсюда она идет в ректификационную колонну, где разделяется на продукты.

Для улучшения свойств бензиновых фракций нефти они подвергаются каталитическому риформингу, который проводится в присутствии катализаторов из платины или платины и рения. При каталитическом риформинге бензинов происходит образование ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола и др.) из парафинов и циклопарафинов, например:

Циклоалканы превращаются в ароматические соединения, подвергаются изомеризации, гидрированию. Ароматические углеводороды теряют при риформинге боковые цепи, например:

Ранее основным источником получения ароматических углеводородов была коксовая промышленность.

В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты.

Наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза более высокой теплотой сгорания по сравнению с лучшими углями. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков при горении. Замена твердых видов топлива мазутом на ТЭС, заводах и на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Бензин применяется в качестве горючего для двигателей внутреннего сгорания. В зависимости от назначения он подразделяется на два основных сорта: авиационный и автомобильный. Бензин используется также в качестве растворителя масел, каучука, для очистки тканей от жирных пятен и т. п. Керосин применяется как горючее для реактивных и тракторных двигателей, а также для бытовых нужд. Он используется также для освещения. Соляровое масло применяется в качестве горючего для дизелей. Смазочные масла для смазки различных механизмов. После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса – гудрон, идущая на асфальтирование улиц. Лигроин служит топливом для дизельных двигателей, а также растворителем в лакокрасочной промышленности. Большие количества его перерабатывают в бензин. Парафин применяют для получения высших карбоновых кислот, для пропитки древесины в производстве спичек и карандашей, для изготовления свечей, гуталина и т. д.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% добываемой нефти потребляются в качестве сырья для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 150 отраслях производства. В химической промышленности применяются формальдегид, пластмассы, синтетические волокна, синтетический каучук, аммиак, этиловый спирт и т. д.

Продукты переработки нефти применяются и в сельском хозяйстве. Здесь используются стимуляторы роста, протравители семян, ядохимикаты, азотные удобрения, мочевина, пленки для парников и т. д. В машиностроении и металлургии применяются универсальные клеи, детали и части аппаратов из пластмасс, смазочные масла и др. Широкое применение нашел нефтяной кокс, как анодная масса при электровыплавке. Прессованная сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюрмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт, хлороформ, формалин, аспирин, вазелин и др. Производные нефтесинтеза находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

В последние годы (наряду с увеличением выработки топлива и масел) углеводороды нефти широко используют как источник химического сырья. Различными способами из них получают вещества, необходимые для производства пластмасс, синтетического текстильного волокна, синтетического каучука, спиртов, кислот, синтетических моющих средств, взрывчатых веществ, ядохимикатов, синтетических жиров и т. д.

Нефть останется в ближайшем будущем основой обеспечения энергией народного хозяйства и сырьем нефтехимической промышленности. Здесь будет многое зависеть от успехов в области поисков, разведки и разработки месторождений. Но ресурсы нефти в природе ограничены. Бурное наращивание в течение последних десятилетий их добычи привело к относительному истощению наиболее крупных и благоприятно расположенных месторождений.

2) В. А. Динков, “Нефтяная промышленность вчера, сегодня, завтра”, Москва, ВНИИОЭНГ 1988г.

4) Большая энциклопедия Кирилла и Мефодия, 2001г. (электронная энциклопедия на 2 CD)

Наглядное изображение лабораторных приборов для перегонки и крекинга нефти.

Http://guildi. ru/promyshlennost_proizvodstvo/referat_neft_proisxozhdenie_sostav. html

Добавить комментарий