Нефтепереработка: технологии и оборудование. Краткое описание основных технологических процессов топливного производства Современная нефтепереработка

Для современной нефтепереработки характерна многоступенчатость при производстве продуктов высокого качества. Во многих случаях наряду с основными процессами проводят и подготовительные и завершающие процессы. К подготовительным технологическим процессам относят: 1. обессоливание нефти перед переработкой 2. выделение узких по пределам выкипания фракций из дистиллятов широкого фракционного состава; 3. гидроочистка бензиновых фракций перед их каталитическим риформингом; 4. гидрообессеривание газойлевого сырья, направляемого на каталитический крекинг; 5. деасфальтизация гудронов; 6. гидроочистка керосинового дистиллята перед его абсорбционным разделением и т. д.

2 стадия, 1 стадия Первичная переработка 3 стадия Вторичная переработка риформинг Обессоливание Разделение на фракции крекинг 4 стадия Очистка нефтепродуктов гидроочистка Селективная Очистка Растворителей депарафинизация гидроочистка

1 Стадия: Обессоливание нефти Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80- 120 °С и подают в электродегидратор. В электрогидраторе под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти. Требования к процессу обессоливания жесткие: в нефти должно остаться не более 3 - 4 мг/л солей и около 0, 1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор. После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов Установки первичной переработки нефти составляют основу всех технологических процессов нефтеперерабатывающих заводов. От работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания: сжиженный газ бензины (автомобильный и авиационный) реактивное топливо керосин дизельное топливо (солярка), мазут Мазут перерабатывают для получения: парафина, битума, жидкого котельного топлива, масел.

2 Стадия: Перегонка нефти Смысл процесса перегонки нефти прост. Как и все другие соединения, каждый жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С 6 Н 6 кипит при 80, 1 °С, а толуол С 7 Н 8 при 110, 6 °С.

2 Стадия: Перегонка нефти Например, если поместить нефть в перегонное устройство, которое называют перегонным кубом, и начать ее нагревать, то как только температура жидкости превысит 80 °С, из нее испарится весь бензол, а с ним и другие углеводороды с близкими температурами кипения. Таким образом отделяют от нефти фракцию от начала кипения до 80 °С, или н. к. - 80 °С, как это принято писать в литературе по нефтепереработке. Если продолжить нагрев и поднять температуру в кубе еще на 25 °С, то от нефти, отделится следующая фракция - углеводороды С 7, которые кипят в диапазоне 80 -105 °С. И так далее, вплоть до температуры 350 °С. Выше этого предела температуру поднимать нежелательно, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и могут закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов Разделение нефти на фракции проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции ректификации конденсации охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков - под вакуумом. Атмосферные (AT) и вакуумные трубчатые установки (ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов На современных нефтеперерабатывающих заводах вместо дробной перегонки в периодически работающих кубах, применяют ректификационные колонны. Над кубом, в котором нагревают нефть, присоединен высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Если в кубе она 380 °С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35 -40 °С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C 5, без которых товарный бензин не приготовить. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С 1 -С 4. Все, что может конденсироваться, остается на тарелках. Таким образом, достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов На современных нефтеперерабатывающих заводах обычно работают атмосферные трубчатки или атмосферно-вакуумные трубчатки мощностью 6 - 8 миллионов тонн перерабатываемой нефти в год. Обычно на заводе две-три таких установки. Первая атмосферная колонна представляет собой сооружение диаметром, около 7 метров в нижней и 5 метров в верхней части. Высота колонны - 51 метр. По существу, это два цилиндра, поставленные один на другой. Другие колонны - это холодильники-конденсаторы, печи и теплообменники

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов С точки зрения затрат, чем более широкие фракции получаются в итоге, тем они дешевле. Поэтому нефть поначалу перегоняли на широкие фракции: бензиновая фракция (прямогонный бензин, 40 -50 -140 -150 °С). фракция реактивного топлива (140 -240 °С), дизельная (240 -350 °С). остаток перегонки нефти - мазут В настоящее время ректификационные колонны разделяют нефть на более узкие фракции. И чем более узкие фракции хотят получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно. Для этого нужна энергия. Ее подводят к кубу колонны в виде пара или топочных газов.

3 Стадия: крекинг нефтяных фракций Кроме обессоливания, обезвоживания и прямой перегонки на многих нефтезаводах есть еще одна операция переработки - вторичная перегонка. Задача этой технологии - получить узкие фракции нефти для последующей переработки. Продуктами вторичной перегонки обычно являются бензиновые фракции, служащие для получения автомобильных и авиационных топлив, а также в качестве сырья для последующего получения ароматических углеводородов - бензола, толуола и других.

3 Стадия: крекинг нефтяных фракций Типовые установки вторичной перегонки и по своему виду, и по принципу действия очень похожи на агрегаты атмосферной трубчатки, только их размеры гораздо меньше. Вторичная перегонка завершает первую стадию переработки нефти: от обессоливания до получения узких фракций. На 3 стадии переработки нефти в отличие от физических процессов перегонки, происходят глубокие химические преобразования.

3 Стадия: термический крекинг нефтяных фракций Одна из самых распространенных технологий этого цикла - крекинг (от английского слова cracking – расщепление) Крекинг – это реакции расщепления углеродного скелета крупных молекул при нагревании и в присутствии катализаторов. При термическом крекинге происходят сложные рекомбинации осколков разорванных молекул с образованием более легких углеводородов. Под воздействием высокой температуры длинные молекулы, например алканов С 20, расщепляются на более короткие - от С 2 до С 18. (Углеводороды С 8 - С 10 - это бензиновая фракция, С 15 – дизельная) Протекают также реакции циклизации и изомеризации углеводородов нефти

3 Стадия: термический крекинг нефтяных фракций Технологии крекинга позволяют увеличивать выход светлых нефтепродуктов с 40 -45% до 55 -60%. Из этих нефтепродуктов изготавливают бензин, керосин, дизельное топливо (соляр)

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Каталитический крекинг был открыт в 30 -е годы 20 в. , когда заметили, что контакт с некоторыми природными алюмосиликатами меняет химический состав продуктов термического крекинга. Дополнительные исследования привели к двум важным результатам: 1. установлен механизм каталитических превращений; 2. поняли, что необходимо специально синтезировать цеолитные катализаторы, а не искать их в природе.

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Механизм каталитического крекинга: катализатор сорбирует на себе молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться, то есть отдавать водород; образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора; по мере увеличения концентрации непредельных соединений происходит их полимеризация, появляются смолы - предшественницы кокса, а затем и сам кокс;

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций высвобождающийся водород принимает активное участие в других реакциях, в частности гидрокрекинга, изомеризации и др. , в результате чего продукт крекинга обогащается углеводородами не просто легкими, но и высококачественными - изоалканами, аренами, алкиларенами с температурами кипения 80 – 195 °С (это и есть широкая бензиновая фракция, ради которой ведут каталитический крекинг тяжелого сырья).

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Типичные параметры каталитического крекинга при работе на вакуум-дистилляте (фр. 350 - 500 °С): температура 450 - 480 °С давление 0, 14 - 0, 18 МПа. Мощность современных установок в среднем - от 1, 5 до 2, 5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4, 0 млн. тонн. В итоге получают углеводородные газы (20%), бензиновую фракцию (50%), дизельную фракцию (20%). Остальное приходится на тяжелый газойль или крекинг-остаток, кокс и потери.

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Микросферические катализаторы крекинга обеспечивают высокий выход светлых нефтепродуктов (68– 71 мас. %), в зависимости от марки катализатора.

Реакторный блок каталитического крекинга по технологии Exxon. Mobil. В правой части - реактор, слева от него - регенератор.

3 Стадия: Риформинг - (от англ. reforming - переделывать, улучшать) промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высококачественных бензинов и ароматических углеводородов. До 30 -х годов 20 века риформинг представлял собой разновидность термического крекинга и проводился при 540 о. С для получения бензина с октановым числом 70 -72.

3 Стадия: Риформинг 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 температуре 350 -520 о. С, в присутствии различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и др. .

3 Стадия: Риформинг осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. Эти каталитические превращения позволяют дегидрировать нафтеновые углеводороды в ароматические. Одновременно происходит дегидрирование алканов в соответствующие алкены, эти последние циклизуются тут же в циклоалканы, и с еще большей скоростью происходит дегидрирование циклоалканов в арены. Так, в процессе ароматизации типичное превращение следующее: н-гептан н-гептен метилциклогексан толуол. В результате риформинга бензиновых фракций нефти получают 80 -85 % бензин с октановым числом 90 -95, 1 -2% водорода и остальное количество газообразных углеводородов

4 Стадия: Гидроочистка – очистка нефтепродуктов от органических сернистых, азотистых и кислородных соединений при помощи молекул водорода. В результате гидроочистки повышается качество нефтепродуктов, снижается коррозия оборудования, уменьшается загрязнение атмосферы. Процесс гидроочистки приобрел очень большое значение в связи с вовлечением в переработку больших количеств сернистых и высокосернистых (более 1, 9% серы) видов нефти.

4 Стадия: Гидроочистка При обработке нефтепродуктов на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений при давлении 4 - 5 МПа и температуре 380 - 420 °C. происходит несколько химических реакций: Водород соединяется с серой с образованием сероводорода (H 2 S). Некоторые соединения азота превращаются в аммиак. Любые металлы, содержащиеся в нефти, осаждаются на катализаторе. Некоторые олефины и ароматические углеводороды насыщаются водородом; кроме того, в некоторой степени идет гидрокрекинг нафтенов и образуется некоторое количество метана, этана, пропана и бутанов.

4 Стадия: Гидроочистка Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. Его поглощают водой в колоннах орошения и затем превращают либо в элементарную серу, либо в концентрированную серную кислоту. Содержание серы, особенно в светлых нефтепродуктах, можно свести до тысячных долей. Зачем доводить содержание примесей сероорганических веществ в бензине до такой жесткой нормы? Все дело в последующем использовании. Известно, например, что чем жестче режим каталитического риформинга, тем выше выход высокооктанового бензина при данном октановом числе или выше октановое число при данном выходе катализата. В результате увеличивается выход «октан-тонн» - так называется произведение количества катализата риформинга или любого другого компонента на его октановое число.

4 Стадия: Гидроочистка Нефтепереработчики в первую очередь заботятся об увеличении октан-тонн продукта по сравнению с сырьем Поэтому стараются ужесточить все вторичные процессы переработки нефти. В риформинге жесткость определяется снижением давления и повышением температуры. При этом полнее и быстрее идут реакции ароматизации. Но повышение жесткости лимитируется стабильностью катализатора и его активностью.

4 Стадия: Гидроочистка Сера, будучи каталитическим ядом, отравляет катализатор по мере ее накопления на нем. Отсюда понятно: чем меньше ее в сырье, тем дольше катализатор будет активным при повышении жесткости. Как в правиле рычага: проиграешь на стадии очистки - выиграешь на стадии риформинга. Обычно гидроочистке подвергают не всю, например, дизельную фракцию, а только ее часть, поскольку этот процесс достаточно дорог. Кроме того, у него есть еще один недостаток: эта операция практически не изменяет углеводородный состав фракций.

4 Стадия: СЕЛЕКТИВНАЯ ОЧИСТКА нефтепродуктов. осуществляется путем экстракции растворителями вредных примесей из нефтяных фракций для улучшения их физико-химических и эксплуатационных характеристик; один из главных технологических процессов производства смазочных масел из нефтяного сырья. Селективная очистка основана на способности полярных растворителей избирательно (селективно) растворять полярные или поляризуемые компоненты сырья полициклические ароматические углеводороды и высокомолекулярные смолисто-асфальтеновые вещества.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности России в последние годы имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. При росте объемов переработки постепенно повышается качество выпускаемых моторных топлив. На ряде российских НПЗ ведется строительство новых комплексов глубокой переработки нефти, часть из которых уже пущена в эксплуатацию.Однако для дальнейшего продвижения вперед необходимо еще многое сделать, в частности принять законодательство, ужесточающее показатели качества нефтепродуктов, изменить налоговую политику государства в области нефтепереработки. Кроме того, для ускоренного преобразования отрасли и стимулирования условий для разработки и внедрения конкурентоспособных отечественных технологий и оборудования следует реорганизовать рынок проектирования, прежде всего за счет создания российского государственного научно-инженерного центра по нефтепереработке и нефтехимии. Сегодня для мировой нефтепереработки складывается исключительно благоприятная ситуация, когда цены на светлые нефтепродукты растут вдвое быстрее, чем цены на сырую нефть. Увеличение прибыльности отрасли ведет к тому, что нефтедобывающие страны стали активно строить и вводить новые мощности по переработке, чтобы экспортировать не сырье, а нефтепродукты и товары нефтехимии. Это касается таких стран, как Иран, Саудовская Аравия, Кувейт, ОАЭ, Венесуэла и т.д. Достаточно сказать, что только в Катаре планируется ввести перерабатывающих мощностей на 31 млн твг. Общемировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно-развитых странах-импортерах нефтепродуктов, стало ужесточение экологического законодательства, направленного на снижение вредных выбросов при сжигании топлива, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов. Если говорить о наиболее важной продукции отрасли - моторном топливе, то тенденции последних лет показывают, что, к примеру, в странах ЕС наиболее быстро растет спрос на дистиллятные дизельные топлива и высококачественные бензины. Потребление бензинов в США и странах АТР также увеличивается. В меньшей степени будет расти спрос на реактивное топливо, а потребность рынка в котельном топливе будет постепенно снижаться Этот мировой тренд необходимо учитывать при модернизации российской нефтеперерабатывающей отрасли. Нефтеперерабатывающая отрасль России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Основными проблемами отрасли являются низкая глубина переработки нефти, невысокое качество выпускаемых нефтепродуктов, отсталая структура производства, высокая степень износа основных фондов, высокий уровень энергопотребления. Российские нефтеперерабатывающие предприятия отличаются низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки. В среднем по Российской Федерации выход основных моторных топлив (автобензин, дизельное топливо) уступает показателям нефтепереработки в промышленно развитых странах мира, а доля выработки топочного мазута наиболее высока. Из-за низкой глубины переработки российские НПЗ загружены на 70-75%, в то время как для мировой нефтепереработки сегодня из-за огромного спроса и высоких цен на нефтепродукты характерна загрузка близкая к 100%. В 2005 г. четыре крупнейшие западные нефтедобывающие компании переработали больше нефти, чем сами добыли, то четыре российские компании переработали гораздо меньше нефти, чем их объемы добычи. Т.е., если на Западе компании стремятся заработать на нефтепереработке как можно больше и поэтому докупают нефть на стороне, то российские компании вынуждены в основном ориентироваться на экспорт сырой нефти, поскольку качество их нефтепродуктов таково, что его трудно продать за рубеж. Значительную долю вырабатываемых на российских предприятиях нефтепродуктов составляют устаревшие марки топлив, качество которых не отвечает современному мировому уровню. В продукции российских НПЗ все еще велика доля мазута, (в 2005 г. было произведено 56,6 млн т, т.е. почти столько же, сколько автобензинов). Качество производимых в России моторных топлив отражает техническое состояние автомобильного парка страны. В частности, наличие в составе парка легковых и грузовых автомобилей устаревших моделей, потребляющих низкосортное топливо (автобензин марки А-76), вызывает необходимость сохранять его производство на российских НПЗ. Невысокое качество выпускаемых нефтепродуктов обусловлено отсталой структурой нефтепереработки на большинстве российских НПЗ, в которой низка не только доля деструктивных углубляющих процессов, но и вторичных процессов, направленных на повышение качества выпускаемых нефтепродуктов. Экспорт российской нефтепереработки составляют главным образом относительно дешевые нефтепродукты, в том числе прямогонный бензин, вакуумный газойль, дизельное топливо низкого в сравнении с европейскими требованиями качества по содержанию серы, а также топочный мазут, базовые масла. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью крайне мала. Значительной проблемой нефтеперерабатывающей промышленности России является высокая степень износа основных фондов, составляющая до 80%, а также использование устаревших энергоемких и экономически несовершенных технологий. В результате российская нефтепереработка характеризуется высоким уровнем энергопотребления, что негативно отражается на экономической эффективности отрасли. Удельный расход энергоресурсов на действующих российских заводах в 2-3 раза превышает зарубежные аналоги. Мощности нефтеперерабатывающих предприятий размещены на территории России неравномерно и нерационально. Большинство российских НПЗ расположены в глубине страны, вдали от морских экспортных перевалочных баз, что существенно снижает эффективность экспорта нефтепродуктов. Следствием серьезных проблем с размещением отрасли является рост числа мини-НПЗ с мощностью по первичной переработке от 10 до 500 тыс. твг. В настоящее время ими производится около 2% от всех производимых в стране нефтепродуктов. Как правило, на таких мини-НПЗ осуществляется неквалифицированная переработка нефтяного сырья, а их существование заметно осложняет экологическую обстановку в регионах. В последнее время наметилась тенденция к улучшению состояния нефтеперерабатывающей промышленности России. Признаками улучшения являются существенное увеличение инвестиций российских нефтяных компаний в нефтепереработку, рост объемов переработки нефти, постепенное улучшение качества выпускаемых моторных топлив за счет отказа от производства этилированных автобензинов, увеличение доли выпуска высокооктановых бензинов и экологически чистых дизельных топлив. Суммарная установленная мощность российских НПЗ, включая мини-НПЗ, составляет 275,3млн.т, но задействовано только около 75% мощностей – остальные простаивают вследствие морального и физического износа оборудования. Наибольшими суммарными мощностями по переработке нефти располагает Башкортостан; ими владеют компании ОАО«Башнефтехим» и ОАО«Салаватнефтеоргсинтез». Рис.39. Переработка нефти (без мини-НПЗ) в субъектах РФ в 2007г., млн.т Самыми крупными предприятиями перерабатывающего сектора являются Омский НПЗ с установленной мощностью первичной переработки нефти 19,5 млнт в год, Рязанский НПЗ (18,2млн.т), НПЗ Киришинефтеоргсинтез (17,3 млнт) и завод Ангарской нефтехимической корпорации в г.Ангарск (16,4млн.т). Среди нефтяных компаний первое место по установленным мощностям нефтепереработки на начало 2007г. занимала компания ОАО«НК “Роснефть”» – 61,4 млнт в год. Она же была лидером по переработке нефти в 2007г. Меньшими мощностями располагают ОАО«НК ЛУКОЙЛ» (40,6 млнт) и ОАО «Башнефтехим» (32,2млнт). В 2007г. на отечественные НПЗ поступило 229,5млнт, или около 48% добытой нефти; это почти на 8 млнт больше, чем в 2006г. Переработано из них 227,7млнт, или около 99,2% поставленного сырья. Практически всё оно переработано на 27 основных НПЗ. Безвозвратные потери нефти на российских перерабатывающих предприятиях составили менее 1%. Рис.40.Структура первичной переработки нефти российскими компаниями в 2007г., % (без мини-НПЗ) Глубина переработки нефти на российских предприятиях в 2007г. составила всего 71,3%, в том числе на НПЗ – 70,9% (в 2006г. – соответственно 71,7 и 71,2%). На зарубежных заводах величина этого показателя – 85-90% и выше. Наибольшая глубина переработки достигнута на заводе ОАО«ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (84,1%), на Омском НПЗ компании ОАО «Газпром нефть» (83,3%) и на Новоуфимском НПЗ компании ОАО«Башнефтехим» (82,1%). Коэффициент сложности нефтепереработки невысок, вследствие чего в стране ограничена возможность выработки высококачественного моторного топлива, тогда как доля топочного мазута в валовом объёме производимых нефтепродуктов всё еще очень высока – более 33% (в развитых странах она составляет в среднем 12%, в США – около 7%). Тем не менее, доля выпуска высокооктановых бензинов (А-92 и выше) в суммарном производстве автомобильных бензинов в РФ постоянно растет; в 2007г. она составила 74,5%. Рис.41. Производство нефтепродуктов РФ в 2007 г., млн т Рис.42.Структура производства основных нефтепродуктов в России в 2007г., % На ряде российских НПЗ в последние годы активно идет строительство новых комплексов глубокой переработки нефти (КГПН). Осуществлен пуск комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ (ОАО «ЛУКОЙЛ»), запущены КГПН на Ярославском НПЗ компании «Славнефть», комплекс гидроочистки вакуумного газойля на Рязанском НПЗ, принадлежащем ТНК-ВР. Комплекс каталитического крекинга запущен на Нижнекамском НПЗ компании «ТАИФ». Ввод в эксплуатацию указанных КГПН позволил существенно увеличить глубину переработки нефти и тем самым сократить количество производимого НПЗ мазута, значительно повысить объемы выпуска светлых нефтепродуктов. При этом на реконструированных НПЗ стали получать нефтепродукты европейского качества, а в зонах расположения предприятий удалось улучшить экологическую ситуацию. За счет ввода новых КГПН объемы производства моторных топлив выросли по бензинам более чем на 1,6 млн твг, а по дизельному топливу более чем на 2,5 млн твг. К сожалению, в процессе модернизации нефтепереработки России отечественные разработки практически не используются. Большинство технологий и оборудования, необходимых для ввода новых КГПН на отечественных НПЗ, закупаются у ведущих западных производителей. Пожалуй, единственным исключением из общего правила стал проект строительства комплекса каталитического крекинга в Нижнекамске, разработанный российскими ВНИИНП и ВНИПИнефть. Известно, что добываемая на территории Татарстана нефть является тяжелой высокосернистой, и добавление ее в экспортную смесь Urals отрицательно сказывается на цене российской нефти на мировом рынке. С целью снижения экспорта нефти с высоким содержанием серы Татарстан вынужден строить на своей территории новые мощности для переработки своего сырья на месте. Планируемое строительство «Татнефтью» нового перерабатывающего комплекса в г. Нижнекамске кроме цели сокращения продажи нефти за рубеж преследует также цель получения дополнительных объемов моторного топлива европейского качества, которое можно было бы экспортировать в дальнейшем вместо нефти. Рис.43.Динамика производства высоко- и низкооктановых бензинов в РФ в 2000-2007 гг., млн т В ближайшее время ожидается вступление России во Всемирную торговую организацию (ВТО), что должно оказать существенное влияние на отечественную нефтепереработку. К положительному влиянию можно отнести необходимость ужесточения экологических законов и повышение требований к качеству нефтепродуктов. Введение европейских стандартов (Евро-4, Евро-5) создаст предпосылки для производства в России качественных моторных топлив и масел. Другим положительным моментом может стать улучшение условий доступа на внешние рынки. При этом для стимулирования отечественной нефтепереработки к выпуску качественных нефтепродуктов необходимо установить льготные ставки акцизов на нефтепродукты стандартов Евро-4 и Евро-5. К плюсам можно также отнести необходимость внесения изменений в российское законодательство в области сертификации. К минусам вступления России в ВТО относится раскрытие внутреннего рынка для товаров и услуг, что приведет к существенному усилению конкуренции со стороны зарубежных нефтяных и инжиниринговых компаний и производителей оборудования. Необходимо отметить, что уже сегодня 50-70% катализаторов, используемых в нефтепереработке, и более 200 видов необходимых для военной и гражданской техники присадок к топливам и маслам поставляется иностранными фирмами. На российский рынок активно продвинулись ведущие мировые лицензиары и инжиниринговые компании, обладающие значительным финансовым потенциалом. Это привело к прекращению внедрения в России новых отечественных технологических процессов нефтепереработки, вытеснению российских проектных организаций с отечественного рынка инжиниринговых услуг, резкому росту количества импортного оборудования при модернизации нефтеперерабатывающих заводов. Для противостояния полному захвату российского рынка западными фирмами, прежде всего, необходимы усиление государственного регулирования с целью защиты внутреннего рынка импортными и компенсационными тарифами. Важной мерой может стать процесс укрупнения российских проектных организаций. Сегодня на российском рынке нефтепереработки наряду с традиционными, имеющими значительный опыт и технические возможности проектными организациями действуют мелкие компании, не способные выпускать качественную проектную документацию. В результате снижается качество промышленных установок, ухудшаются экономические показатели и уровень безопасности производств. Для улучшения ситуации на инжиниринговом рынке целесообразно ужесточить требования к лицензированию инжиниринговой деятельности в России. Таким образом, анализ тенденций развития отечественной нефтепереработки за последние годы позволяет сделать вывод о том, что в отрасли имеют место положительные сдвиги. Начался процесс активной модернизации основных фондов НПЗ, строительство новых комплексов глубокой переработки нефти на ряде заводов. Однако в целом в отрасли сохраняется целый ряд проблем, решению которых, на наш взгляд, могли бы способствовать следующие меры: - принятие законодательства, ужесточающего требования к качеству выпускаемых нефтепродуктов; - введение мер налогового стимулирования модернизации отрасли; - усиление позиций ведущих отечественных проектных организаций за счет реорганизации рынка проектирования; - создание крупной отечественной инжиниринговой компании по нефтепереработке и нефтехимии; - создание условий для разработки и внедрения конкурентоспособных отечественных технологий, оборудования, катализаторов и присадок.

Введение

I. Первичная переработка нефти

1. Вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции

1.1 Вторичная перегонка бензиновой фракции

1.2 Вторичная перегонка дизельной фракции

II. Термические процессы технологии переработки нефти

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

2.1 Процессы замедленного коксования

2.2 Коксование в слое теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

переработки нефти

3. Гидроочистка керосиновых фракций

IV. Технологии переработки газов

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки

4.1 Газофракционирующие установки (ГФУ)

4.2 Абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ)

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: 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.

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 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.

Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле- или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли - тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.

Нефть - наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

технология переработка нефть газ

I . Первичная переработка нефти

1. Вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции

Вторичная перегонка - разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т.п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0 С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0 С до 270-280 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0 С до 320-350 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0 С.

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

5. Гудрон - почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т.п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

1 .1 Вторичная перегонка бензиновой фракции

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга - процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды - бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62-85°С (бензольную), 85-115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)-140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракцияиспользуется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С 2 Н 5) 4 . Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны - фракция н. к. - 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество - в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85- 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. - 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт - фракция 62- 85 °С - по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85-120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.

Сущность нефтеперерабатывающего производства
Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:
1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;
2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка) ;
3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство) .
Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.
Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.
В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

Поставка и приём нефти
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы . Температура процесса - 100-120°С.

Первичная переработка нефти
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка . Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки .

1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки) , через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг) , а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы (рис.7).

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках , в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

Продукты первичной переработки нефти

Наименование	Интервалы кипения (состав)	Где отбирается	Где используется (в порядке приоритета)
Рефлюкс стабилизации	Пропан, бутан, изобутан	Блок стабилизации	Газофракционирование, товарная продукция, технологическое топливо
Стабильный прямогонный бензин (нафта)		Вторичная перегонка бензина	Смешение бензина, товарная продукция
Стабильная легкая бензиновая		Блок стабилизации	Изомеризация, смешение бензина, товарная продукция
Бензольная		Вторичная перегонка бензина	Производство соответствующих ароматических углеводородов
Толуольная		Вторичная перегонка бензина
Ксилольная		Вторичная перегонка бензина
Сырьё каталитического риформинга		Вторичная перегонка бензина	Каталитический риформинг
Тяжелая бензиновая		Вторичная перегонка бензина	Смешение керосина, зимнего дизтоплива, каталитический риформинг
Компонент керосина		Атмосферная перегонка	Смешение керосина, дизельных топлив
Дизельная		Атмосферная перегонка	Гидроочистка, смешение дизтоплив, мазутов
		Атмосферная перегонка (остаток)	Вакуумная перегонка, гидрокрекинг, смешение мазутов
Вакуумный газойль		Вакуумная перегонка	Каталитический крекинг, гидрокрекинг, товарная продукция, смешение мазутов.
		Вакуумная перегонка (остаток)	Коксование, гидрокрекинг, смешение мазутов.

*) - н.к. - начало кипения
**) - к.к. - конец кипения

Фотографии установок первичной переработки различной конфигурации

Рис.5. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,5 млн. тонн в год на Туркменбашинском НПЗ по проекту фирмы Uhde.	Рис. 6. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,6 млн. тонн в год на НПЗ "ЛУКОЙЛ-ПНОС". На переднем плане - трубчатая печь (жёлтого цвета).	Рис.7. Вакуумсоздающая аппаратура фирмы Graham. Видны 3 эжектора, в которые поступают пары с верха колонны.

Сергей Пронин

Владимир Хомутко

Время на чтение: 5 минут

А А

Современные технологии углубления переработки нефти

В стратегическом плане основными целями модернизации российской нефтепереработки являются:

• максимизация производства топлив, отвечающих стандарту Евро-5;
• минимизация при этом выхода мазута.

И как должна развиваться углубленная переработка нефти тоже понятно – необходимо строительство и введение в эксплуатацию новые конверсионные процессы, с целью увеличения их годовой мощности почти вдвое: с 72-х до 136-ти миллионов тонн.

К примеру, на предприятиях мирового лидера в нефтеперерабатывающей отрасли – США, доля углубляющих переработку процессов составляет более 55-ти процентов, а в нашей стране – только 17-ть.

Изменение этой ситуации возможно, но с помощью каких технологий? Применение классического набора процессов является долгим и весьма затратным путем. На современном этапе крайне необходимы самые эффективные технологии, которые можно было бы применить на каждом российском НПЗ. Поиск таких решений должен проводиться с учетом специфических свойств тяжелых нефтяных остатков, таких, как повышенное содержание асфальтеновых и смолистых веществ и высокий уровень коксуемости.

Именно эти свойства остатков косвенно подталкивают специалистов к тому, что классические технологии тяжелых остатков (например, коксование, деасфальтизация и термический крекинг) ограниченны в своих возможностях по отбору светлых дистиллятов, а значит, углубление переработки нефти с их помощью будет недостаточным.

Доступные современные технологии

Основные углубляющие технологии в основаны на процессе замедленного коксования гудронов, которые обеспечивают максимальный выход дистиллятов (от 60-ти до 80-ти процентов от общего объема перерабатываемого сырья). При этом получаемые фракции относятся к средним и газойлевым дистиллятам. Средние фракции отправляются на гидроочистку для получения дизельных топлив, а тяжелые газойлевые – подвергаются каталитической переработке.

Если взять такие страны, как Канада и Венесуэла, то в них уже больше двух десятилетий замедленное коксование применяется в качестве базового процесса промысловой переработки нефтей тяжелых сортов. Однако, для сырья с высоким содержанием серы коксование неприменимо по причинам экологического характера. Кроме того, вырабатываемый в колоссальных объемах высокосернистый кокс в качестве топлива эффективного применения не имеет, а подвергать его обессериванию – попросту нерентабельно.

России кокс плохого качества, тем более – в таких количествах, не нужен тоже. Кроме того, замедленное коксование является весьма энергоемким процессом, вредным с точки зрения экологии и нерентабельным при малых мощностях переработки. В связи с этими факторами, нужно найти другие углубляющие технологии.

Гидрокрекинг и газификация – самая дорогостоящая глубокая нефтепереработка, поэтому в ближайшее время они на российских НПЗ применяться не будут.

Поэтому и уделять им внимание мы в этой статье не станем. России необходимы наименее капиталоемкие, но достаточно эффективные конверсионные технологии.

Поиск таких технологических решений ведется давно, и основной задачей такого поиска является получение квалифицированных остаточных продуктов.

Таковыми являются:

• высокоплавкий пек;
• «жидкий кокс»;
• различные марки битумов.

Кроме того, выход остатков должен быть минимален, чтобы его переработка с помощью коксования, газификации и гидрокрекинга было рентабельна.

Также одним из критериев выбора метода вторичной углубленной переработки остатков нефтяного сырья является получение востребованного качественного продукта без потери эффективности самой технологии. В нашей стране таким продуктом, вне всякого сомнения, является дорожный битум высокого качества, поскольку состояние российских дорог является извечной проблемой.

Поэтому, если удастся подобрать и реализовать эффективный процесс получения средних дистиллятов и остатков в виде качественных битумов – это даст возможность одновременно решить и проблему углубления нефтепереработки, и обеспечить дорожно-строительную отрасль высококачественным остаточным продуктом.

Среди таких технологических процессов, которые можно внедрить на российских перерабатывающих предприятиях, внимания достойны следующие методики:

Это – широко известный технологический процесс, используемый в производстве битумов и гудронов. Стоит сразу сказать, что примерно 80-90 процентов получаемых вакуумной мазутной перегонкой гудронов по своим качественным характеристикам не соответствуют требованиям, предъявляемым к товарным битумам, и необходима их дальнейшая переработка с помощью окислительных процессов.

Как правило, гудроны перед окислением подвергают дополнительному висбрекингу, с целью понизить значение вязкости получаемого котельного топлива, а также для уменьшения концентрации в битумном сырье трудноокисляемых парафинов.

Если говорить о получаемых с помощью этого процесса вакуумных газойлях, то для них характерны:

• высокая плотность (больше 900 килограмм на кубический метр);
• высокой степень вязкости;
• высокие значения температур застывания (нередко – больше млюс тридцати – сорока градусов Цельсия).

Такие высоковязкие и, в основном, высокопарафинистые газойли по сути представляют собой полупродукты, которые необходимо подвергнуть дальнейшей каталитической переработке. Основная масса получаемых гудронов – это котельное топливо марки М-100.

Исходя из вышесказанного, вакуумная переработка мазута уже не удовлетворяет современные требования к процессам, которые призваны углубить нефтепереработку, вследствие чего в качестве базового процесса, способного кардинально увеличить ГПН, её рассматривать не стоит.

Пропановая деасфальтизация, как правило, используется для получения высокоиндексных масел.

Деасфальтизация гудронов при помощи бензина применяется в основном для выработки сырья, которое затем идет на производство битумов, хотя выделяемая при этом асфальтовая фаза далеко не всегда имеет свойства, необходимые для получения товарного битума нужного качества. В связи с этим получаемый асфальтит нужно дополнительно подвергать или окислению, или разбавлению масляной фазой.

Легкой фазой этого технологического процесса является деасфальтизат. Его показатели еще тяжелее, чем у вакуумного газойля:

• значение плотности – более 920-ти килограммов на кубометр;
• температура застывания – больше сорока градусов Цельсия;
• большее значение вязкости.

Все это требует дополнительной каталитической переработки. Кроме того, деасфальтизат, в силу своей высокой вязкости, очень трудно перекачивать.

Но самой большой проблемой деасфальтизации является высокая степень её энергоемкости, из-за чего размер капитальных вложений, по сравнению с вакуумной перегонкой, возрастает больше, чем в 2 раза.

Основная масса получаемого асфальтита требует дополнительной переработки с помощью конверсионных процессов: замедленного коксования или газификации.

В связи со всем сказанным выше, деасфальтизация также не отвечает основным требованиям к технологии, призванной одновременно углубить нефтепереработку и получить качественные дорожные битумы, поэтому в качестве эффективной технологии увеличения ГПН также не подходит.

Висбрекинг мазута

Этот техпроцесс переживает свое второе рождение и становится все более востребованным.

Если ранее висбрекинг применялся для понижения значения вязкости гудронов, то на современном этапе развития технологии он становится основным углубляющим нефтепереработку процессом. Практически все крупнейшие фирмы мира (Chioda, Shell, KBR, Foster Wuiller, UOP и так далее) за последнее время разработали сразу несколько оригинальных технологических решений.

Основными достоинствами этих современных термических процессов являются:

• простота;
• высокая степень надежности;
• малая стоимость необходимого оборудования;
• рост значения выхода средних дистиллятов, получаемых из тяжелых нефтяных остатков, на 40 – 60 процентов.

Кроме того, современный висбрекинг дает возможность получать качественные дорожные битумы и такое энергетическое топливо, как «жидкий кокс».

Например, такие крупные корпорации, как Chioda и Shell, отправляют тяжелые газойли (как вакуумные, так и атмосферные) в печи жесткого крекинга, что позволяет исключить выход фракций, температура кипения которых больше 370-ти градусов Цельсия. В получаемых продуктах остаются только бензиновые и дизельные дистилляты и очень тяжелый остаток, а вот тяжелых видов газойлей – нет совсем!

Технология «Висбрекинг – ТЕРМАКАТ»

Эта современная технология позволяет получить из перерабатываемого мазута от 88-ми до 93-х процентов дизельно-бензиновых дистиллятов.

При разработке технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ» удалось выйти на управление сразу двумя параллельно происходящими процессами: термодеструкцией и термополиконденсацией. При этом деструкция происходит в пролонгированном режиме, а термополиконденсация – в отложенном режиме.