Технология переработки нефтяного сырья

2.Значение рН

методика

7,0 - 9,0

1 раз в неделю

Сточные воды

30.

Стоки ЭЛОУ

Линия из Е-18 после

АВЗ-16

1.Содержание нефтепродуктов, мг/л,

не более

методика

300

2 раза в неделю

2. рН среды

инстр.

до 7,5

2 раза в

неделю

3. рН среды

лакмус.

бумага

до 7,5

каждые

2 часа

4.Содержание

хлоридов, мг/л

методика

НПО ЛНХ

не нормир. определ. обязат.

1 раз в сутки

5.Содержание

сульфидов, мг/л

методика

40-09

не нормир. определ. обязат.

1 раз в сутки

31.

Промышленные стоки

Напорный коллектор

1.Содержание неф-

тепродуктов, мг/л,

не более

методика

300

2 раза в

неделю

32.

Воздушная

среда

операторная

1.Содержание

углеводородов

(пары бензина)

мг/м³ не более

экспресс

метод,

газоанализаторы

100

согласно

плану-

графику

2.Содержание

сероводорода

мг/м3

экспресс

метод,

газоанализаторы

3

согласно

плану-

графику

3.Окись углерода,

мг/м3,

(операторная)

экспресс

метод,

газоанализаторы

20

согласно

плану-

графику

насосные

1.Содержание

углеводородов

(пары бензина)

мг/м³ не более

экспресс

метод,

газоанализаторы

100

согласно

плану-

графику

2.Содержание

сероводорода

мг/м3

экспресс

метод,

Газоанализ.

3

согласно

плану-

графику

РЕФЕРАТ

В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее запасов в мире (-140 млрд т) при сохранении нынешнего уровня добычи (-3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи - 300 млн т/год -хватит лишь на 22 года. Запасы ее в последнее десятилетие практически не восполнялись новыми геологическими открытиями месторождений типа Самотлора и к тому же они истощались в результате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 1999 год темпы прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшились с 1,81 до 0,42. К тому же в ближайшие два-три десятилетия мы обречены работать с трудно извлекаемыми низко рентабельными запасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. Так, степень выработанности начальных запасов нефти по разрабатываемым месторождениям Западной Сибири составляет ныне 38,7 %, по Волго-Уральскому региону - 68,8 %, Северному Кавказу - 82 %. (Выработанность наиболее крупных месторождений превысила: Самотлорского - 68 %, Федоровского - 63, Мамонтовсого - 74, Ромашкинского - 86 и Арланского - 84 %). С ростом выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти, снижаются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность извлекаемой нефти в среднем по России в настоящее время составляет 82 %. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чем в 5 раз, при этом в некоторых регионах (Татнефть, Башнефть, Пермьнефть) их уровень составляет около 5 т/сутки.

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

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

Таблица 11.5

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

Показатели	США	Западная Европа	Россия	Мир
Добыто нефти, млн т	284	298	304	3228
Переработка, млн т	787	686	168	3228
Глубина переработки нефти, % масс.	93,0	87	64,7	80
Произведено моторных топлив, млн т/год (%)	569(723)	294,5(42,9)	74(44,1)	-
бензинов	330 (42,0)	130(19,0)	24(14,3)	-
дизельных топлив	168(21,9)	132(19,2)	43 (25,6)	-
реактивных топлив	71(9,0)	32,5 (4,7)	7(4,2)	-

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

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

Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, несмотря на многократное принятие государственных программ по этой проблеме, практически не повышалась и «застыла» на уровне 64-65 %. Остальная ее треть в виде сернистого и высокосернистого котельных топлив сжигалась и продолжает сжигаться на тепло- и электростанциях, выбрасывая в воздушный бассейн россиян огромные количества токсичных оксидов серы и азота. В настоящее время и в перспективе нет альтернативы рациональному и комплексному использованию нефти и глубокой «безостаточной» ее переработке.

При нынешнем состоянии техники и технологии нефтепереработки отечественные НПЗ способны превратить в моторное топливо лишь дистиллятные фракции нефти, выкипающие до 500 °С (- 2/3 ее части) Остальная треть нефти в виде гудрона традиционно используется как котельное топливо, битум, нефтяные пеки, сырье коксования и т.д.

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

Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содержит меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усредненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86 % углерода, 12,7 % водорода и 1,3 % гетероатомов (преимущественно серы). Содержание водорода в бензине (с суммарным содержанием ароматики 25%) и дизельном топливе составляет соответственно 14 и 13,3 %масс. При соотношении бензин: дизельное топливо 1:1,5 (характерном для России) содержание Н₂ в усредненном моторном топливе составит 13,6 %. Следовательно, для превращения нефти в моторные топлива и удаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н₂ извне в количестве 1 % масс, на исходную нефть. При этом теоретический выход моторных топлив можно довести до 98-99 %. Однако гидрирование высокомолекулярных составляющих нефти (типа мазутов и гудронов) с низким содержанием водорода (в гудроне его ~ 10-11 %) потребует проведения гидрокаталитических процессов при температурах -450 °С и чрезвычайно высоких давлениях (20-30 МПа) и с исключительно большими расходами дорогих катализаторов из-за быстрого их отравления металлами, сконцентрированными в нефтяных остатках. Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработки нефтяных остатков экономически и технически бесперспективны для отечественной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы (например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углубленной переработки деасфальтизированньтх и деметаллизированных нефтяных остатков или высококипящих дистиллятных фракций нефти типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей

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

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

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

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

1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистоесырье для последующего изготовления анодов, графитированных электродов для черной и цветной металлургии, а также низкокачественных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводородных газов;

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

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

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

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

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

Перечисленные выше процессы, за исключением замедленного коксования, не предусматриваются в государственных программах строительства и развития нефтепереработки России на ближайшую перспективу. В то же время на многих НПЗ страны осуществляется строительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отметить, что в этом процессе не происходит удаление избыточного углерода гудрона, осуществляется лишь незначительное снижение вязкости остатка, что позволяет несколько уменьшить расход дистиллятного разбавителя при получении котельного топлива.

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

Гидрокрекинг остаточного сырья

Тяжелая высокомолекулярная часть нефти, составляющая 25 -30 % нефтяного остатка, является основным резервом для эффективного решения проблемы углубления ее переработки. До настоящего времени значительная доля нефтяных остатков (гудронов, асфальтов) использовалась часто без гидрооблагораживания в качестве котельных топлив, сжигаемых в топках тепловых электростанций, котельных и бойлерных установках.

Все возрастающие требования к защите окружающей среды от загрязнений при сжигании сернистых котельных топлив явились веской причиной развертывания широких научно-исследовательских работ по разработке процессов получения малосернистых котельных топлив. В 60-е гг. появились процессы по получению котельных топлив с пониженным содержанием серы путем гидрообессеривания вакуумных дистиллятов и последующим смешением их с гудроном.

В последующем, когда нормы на содержание серы ужесточились, такая технология уже не могла обеспечить получение котельных топлив с содержанием серы менее 1 %. Появилась необходимость в глубоком облагораживании непосредственно тяжелых нефтяных остатков.

Как было отмечено ранее, при разработке гидрокаталитических процессов облагораживания и последующей глубокой переработке нефтяных остатков возникли исключительные трудности, связанные с проблемой необратимого отравления катализаторов процессов металлами, содержащимися в сырье. Появилось множество вариантов технологии промышленных процессов гидрооблагораживания нефтяных остатков в зависимости от содержания в них металлов, прежде всего ванадия и никеля: одно- и многоступенчатые в реакторах со стационарным или движущимся слоем катализатора, с предварительной деметаллизацией различными способами или без специальной подготовки. Наиболее перспективными для промышленной реализации считались процессы гидрообессеривания и гидрокрекинга остаточного сырья с псевдоожиженным слоем катализатора. Тем не менее в нефтепереработке ряда стран внедрение получили преимущественно процессы гидрообессеривания и гидрокрекинга со стационарным слоем катализатора как сравнительно простые в аппаратурном оформлении, технологически гибкие и менее капиталоемкие.

Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля

В связи с устойчивой тенденцией опережающего роста потребности в дизельном топливе по сравнению с автобензином за рубежом с 1980 г. была начата промышленная реализация установок легкого гидрокрекинга (ЛГК) вакуумных дистиллятов, позволяющих получать одновременно с малосернистым сырьем для каталитического крекинга значительные количества дизельного топлива. Внедрение процессов ЛГК вначале осуществлялось реконструкцией эксплуатируемых ранее установок гидрообессеривания сырья каталитического крекинга, затем строительством специально запроектированных новых установок.

Отечественная технология процесса ЛГК была разработана во ВНИИ НП еще в начале 70-х гг., однако до сих пор не получила промышленного внедрения.

Преимущества процесса ЛГК по сравнению с вариантом гидрообессеривания:

-высокая технологическая гибкость, позволяющая в зависимости от конъюнктуры спроса на моторные топлива легко изменять (регулировать) соотношение дизтопливо.бензин, эксплуатируя установку ЛГК либо в режиме максимального превращения в дизельное топливо, либо в режиме глубокого обессеривания с целью получения максимального количества сырья каталитического крекинга;

-за счет получения дизельного топлива при ЛГК соответственно разгружается мощность установки каталитического крекинга, что позволяет вовлечь в переработку другие источники сырья.

Отечественный одностадийный процесс ЛГК вакуумного газойля 350-500 °С проводят на катализаторе АНМЦ при давлении 8 МПа, температуре 420-450 °С, объемной скорости сырья 1,0-1,5 ч¹ и кратности циркуляции ВСГ около 1200 м³/м³.

При переработке сырья с повышенным содержанием металлов процесс ЛГК проводят в одну или две ступени в многослойном реакторе с использованием трех типов катализаторов: широкопористого для гидродеметаллизации (Т-13), с высокой гидрообессеривающей активностью (ГО--116) и цеолитсодержащего для гидрокрекинга (ГК-35). В процессе ЛГК вакуумного газойля можно получить до 60 % летнего дизельного топлива с содержанием серы 0,1 % и температурой застывания - 15 °С(табл. 10.23).

Недостатком одностадийного процесса ЛГК является короткий цикл работы (3-4 мес). Разработанный во ВНИИ НП следующий вариант процесса - двухступенчатый ЛГК с межрегенерационным циклом 11 мес. - рекомендован для комбинирования с установкой каталитического крекинга типа Г -43-107у.

Размещено на Allbest.ru