Процесс и оценка показателей гидрогенизации тяжелого нефтяного сырья

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АТЫРАУСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Факультет «Технологический»

Кафедра «Химия и химическая технология»

«Допустить»

Зав. кафедрой «Химия и химическая технология»

____________________________________

«___» ___________ 20__ г.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: «______________________________»

шифр: «5В072100-Химическая технология органических веществ»

Группа ХТНГ 10 к/о

Выполнил:

студент Жумабеков А.А.

Руководитель:

Буканова А.С.

Атырау 2014



Введение

Непрерывный рост добычи углеводородного сырья, связанная с ним необходимость переработки нефтей и рост потребности в моторных топливах и смазочных материалах, а также наличие в Казахстане уникальных масляных нефтей обусловили развитие процессов глубокой, деструктивной переработки сырья в условиях, имеющихся в республике нефтеперерабатывающих заводов с получением продуктов улучшенного качества [1].

В связи с этим, приоритетным направлением для развития экономики Казахстана является разработка и внедрение технологий, адаптированных к сырьевым условиям Казахстана и позволяющих перерабатывать тяжелые, вязкие и высокосернистые нефти с получением не только моторных топлив, но и минеральных масел. Казахстан располагает уникальнейшим сырьем для производства масел и парафинов, к которому относятся Мангышлакские (Узенские, Жетыбайские), Кумкольские, нефти Эмбинского региона.

Эффективность строительства маслоблока на базе переработки этих нефтей возрастает в десятки раз, что определяется в основном следующими обстоятельствами: необходимостью углубления переработки нефтяного сырья с целью экспортозамещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами; высокое содержание масляных фракций и парафинов в нефтях; существенный дефицит в республике основной продукции маслоблока[2].

Продолжение экономического роста определяет соответствующий рост спроса на смазочные материалы во всех потребительских сегментах. В период 2000-2009 гг. совокупный спрос на смазочные материалы в Казахстане увеличивался в среднем на 4,6% в год. В 2009 году рост замедлился до 3,0% вследствие мирового кризиса, однако в 2010 году ожидается его резкое восстановление.

По данным компании Kline, общий объем рынка смазочных материалов Казахстана в 2011 году составил 145 тыс. тонн, что примерно равно одной десятой части российского рынка. А мировой рынок смазочных материалов в период с 2012 по 2016 гг. будет расти в среднем на 2,68% в год, утверждают аналитики компании TechNavio (международное агентство, которое специализируется на исследованиях в различных областях, включая cмазочные материалы). И по этому производству масел в Казахстане является актуальной темой [3].

Цель курсового проекта является разработка нефти месторождении Танатар по топливно-маслянному варианту.

Согласно классификации исследованный нефть имеет следующий шифр технологической индексации - 1.2.1.1.3.



1. Литературный обзор

1.1 Актуальность проблемы

нефть месторождение процесс гидрокрекинг

В современной мировой нефтепереработке наиболее актуальной и сложной проблемой является облагораживание и каталитическая переработка нефтяных остатков - гудронов и мазутов, потенциальное содержание которых в нефтях большинства месторождений составляет 20 - 55 %.

Наиболее остро данная проблема ощущается в Казахстанской нефтеперерабатывающей промышленности, в которой глубина переработки нефти не превышает на сегодняшний день 65 % и характеризуется выходом большого количества остаточных нефтяных фракций. Хотя за последние годы наблюдается тенденция к снижению доли этих остатков, но, не смотря на это, она продолжает преобладать в ассортименте нефтепродуктов НПЗ Казахстана

Трудности, которые возникают при разработке процессов переработки тяжелых остатков, связаны не с осуществлением самих химических реакций крекинга, а в основном с сопутствующим в каталитических процессах явлениями отложения кокса на поверхности катализатора и необратимого отравления катализаторов металлоорганическими соединениями сырья.

Наиболее важными из показателей качества нефтяных остатков, как сырья для каталитических процессов их облагораживания и переработки, являются содержание металлов (определяющее степень дезактивации катализатора, его расход) и коксуемость (обусловливающая коксовую нагрузку регенераторов каталитического крекинга или расход водорода).

Поэтому, для переработки тяжелого нефтяного сырья, с высоким содержанием металлов, асфальтенов, смол, серосодержащих соединений и различного вида примесей необходимы специальные технологии и процессы, новые каталитические системы, способные эффективно перерабатывать такого вида сырье.

Для решения вышеуказанных проблем целесообразно использовать высокодисперсный катализатор, равномерно распределенный в сырье, формирующийся из исходного соединения - «прекурсора» катализатора в зоне реакции.

Преимуществом высокодисперсных катализаторов в сравнении с традиционными твердофазными катализаторами при гидрогенизации тяжелого углеводородного сырья, является более высокая активность, практическое отсутствие отложений кокса и соединений металлов на поверхности катализатора.

Анализ накопленных экспериментальных данных показывает, что синтез и применение высокодисперсных катализаторов включает пять стадий:

1) Выбор каталитически активного исходного соединения, растворимого в воде или в органической жидкости, представляющей реакционную среду для осуществления заданного процесса. Выбранное соединение в результате химических процессов обезвоживания, восстановления, сульфирования должно переходить к моменту достижения рабочих условий процесса (температуры и давления) в каталитически активную форму. Реакционная среда, как правило, - сырье в жидком состоянии;

2) Приготовление раствора или эмульсии водного раствора исходного соединения в сырье;

3) Нагрев сырья до рабочей температуры, сопровождающийся формированием каталитически активной формы в виде суспензии частиц малых размеров в сырье;

4) Проведение технологического процесса в присутствии высокодисперсного катализатора;

5) Выделение и регенерация из продуктов гидрогенизации исходного соединения.

В качестве исходных соединений использовали эмульсию водного раствора парамолибдата аммония, эмпирическая формула (NH₄)₆Mo₇O₂₄*4Н₂О.

Механизм формирования глобулы катализатора из капли эмульсии водного раствора парамолибдата аммония при нагревании сырья показан на рисунке 1 . По мере нагревания водная эмульсия закипает, и диаметр капель уменьшается. По достижении насыщения начинает кристаллизоваться твердая соль (NH₄)₆Mo₇O₂₄. Поверхность растущих кристаллов гидрофильна, они располагаются с внутренней стороны поверхности раздела фаз с последующим формирование сферических глобул соли. В процессе дальнейшего нагрева в среде водорода и сероводорода исходные соединения (твердая соль) превращаются в окислы и сульфидируются с образованием каталитически активной формы катализатора - сульфида металла.

Рис. 1. - Механизм формирования глобулы катализатора

Цель работы: Исследование процесса гидрогенизации тяжелого нефтяного сырья, установление и оценка показателей процесса с каталитической добавкой и без нее.

Научная новизна: Показана возможность разработки нового процесса переработки тяжелых нефтяных остатков, с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых и серосодержащих веществ, с получением дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

Применен новый способ проведения каталитического процесса, обладающий значительными превосходствами по сравнению с процессами, в которых применяется твердофазные катализаторы.

Практическая ценность: Результаты данной работы могут быть использованы при разработке нового процесса глубокой переработке нефти. Промышленная реализация данного процесса может быть осуществлена на установках висбрекинга и гидрокрекинга, при условии проведения на них соответствующей реконструкции.

Вывод. Таким образом, исследования показали, что введение в сырье прекурсора, содержащего каталитический компонент, существенно улучшает работу пилотной установки: снижает коксообразование и повышает продолжительность непрерывной работы установки. Добавка прекурсора в сырье способствует повышению конверсии и выхода легких и средних дистиллятов. Повышение конверсии приводит к снижению плотности и вязкости гидрогенизата, а также увеличению степени обессеривания продуктов реакции.

Проведенные исследования показывают возможность разработки нового промышленного процесса, который позволит увеличить глубину переработки нефти и количество товарных топлив на НПЗ Казахстана.

1.2 Экспериментальная часть

Объектом исследования является остаток - мазут западно-сибирской нефти.

Опыты проводились на опытно-экспериментальной установке



Таблица 1.1 - Физико-химическая характеристика гудрона западно-сибирской нефти

Показатель	Значение
Плотность при 20 0С, кг/м3	0,930
Условная вязкость при 80 0С, 0У	171,5
Содержание серы, % масс.	2,51
Фракционный состав:
нк-180 0С	-
180-350 0С	-
350-500 0С	22,1
остаток, более 500 0С	77,9
Содержание воды, % масс.	отсутствие
Содержание смолисто-асфальтеновых веществ:
не растворимых в гептане при 20 0С	0,58
не растворимых в гептане при 60 0С	0,21
Цвет	Черный
Температура размягчения, 0С	+38
Элементный состав, % масс.
С	85,4
Н	11,28
S	2,51
N	0,5

В первой серии опытов было установлено, что при отсутствии каталитической добавки происходит повышенное коксообразование, реакционная система быстро закоксовывается и установка останавливалась.

Дальнейшие исследования проводились с добавкой прекурсора из расчета 0,05 % масс. на сырье. Условия проведения опытов приведены в таблице 2.

Таблица 1.2 - Условия проведения опытов

Параметр	Единица измерения	Интервал значений параметра
Давление	МПа	0,7
Температура	0С	420 - 445
Расход водорода	нл/ч	300
Объемная скорость подачи сырья	ч-1	0,7; 1,0; 1,2
Соотношение водород/сырье	нл/л	1000/1
Катализатор, в пересчете на Мо	% масс	0,05

Выход продуктов процесса при проведении холостого опыта (без катализатора) представлен в таблице 3.

Таблица 1.3 - Выход продуктов процесса при проведении холостого опыта

Наименование	Выход, % масс.
газ	14,40
фр. (НК-180) єС	20,95
фр. (180-350) єС	26,95
фр. (350-500) єС	12,08
> 500 єС	26,56
кокс	7,40

Последующие эксперименты проводились в присутствии катализатора.

Исходное сырье предварительно смешивали с водным раствором прекуросора катализатора, затем диспергировали с получением эмульсии прекурсора в сырье. На рисунке 2 показана гистограмма распределения частиц дисперсной фазы в эмульсии прекурсора в сырье для опыта одного из серии опытов. Как видно из рисунка, в эмульсии содержатся глобулы с размерами от 100 нм до 4 мкм, при этом средний диаметр глобул составляет около 850 нм.

В полученном гидрогенизате, содержащем сформировавщиеся в зоне реакции из прекурсора твердые частицы каталитического компонента и частицы кокса, также определялась дисперсность. Распределение частиц в суспензии гидрогенизата приведено на рисунке 3.



Рисунок 2.- Распределение частиц дисперсной фазы в эмульсии сырья с прекурсором катализатора

Рисунок 3.- Распределение частиц дисперсной фазы в суспензии гидрогенизата

В результате проведенных исследований было установлено, что с повышением температуры в зоне реакции происходит характерное для термодеструктивных процессов увеличение степени конверсии исходного сырья. Характер зависимости представлен на графике 1.



График 1

Представляется интересным рассмотреть зависимость изменения выходов фракций от температуры в продуктах реакции.

Увеличение выхода кокса и одновременное снижение выхода фракции газойля 350-500 ⁰С, является следствием возрастания роли реакций уплотнения, так как эта фракция содержит максимальное количество коксогенных компонентов вторичного происхождения. Затем, так как реакции уплотнения являются высоко эндотермичными, то доля реакций каталитической деструкции сырья до низкомолекулярных компонентов, входящих в состав углеводородного газа и бензиновой фракции НК-180 ⁰С снижается. Данным обстоятельством по-видимому, обусловлено увеличение выхода компонентов дизельной фракции 180 - 350 ⁰С.

Данные зависимости приведены на графике 2.



График 2

Получаемый гидрогенизат анализировался на содержание серы. Установлено, что с увеличением конверсии сырья содержание серы в гидрогенизате снижается. Данная закономерность является следствием увеличения степени гидрирования серосодержащих соединений.

График 3

Немаловажным является рассмотреть зависимость от изменения температуры таких физических показателей свойств гидрогенизата, как плотность и вязкость.

На графике 4 приведены зависимости плотности и вязкости от температуры в зоне реакции.

Из графика видно, что с увеличением температуры происходит равномерное снижение плотности и вязкости полученного гидрогенизата. Данное обстоятельство можно объяснить увеличением степени превращения тяжелой части сырья при повышении температуры и, следовательно, снижением содержания высокомолекулярных компонентов в гидрогенизате.

График 4

В условиях пилотной установки существенное влияние на результаты гидроконверсии оказывает объемная скорость подачи сырья, определяемая как отношение объемного расхода сырья к объему реакционной зоны.

Проведенные исследования показали, что увеличение объемной скорости приводит к снижению конверсии сырья, тем самым увеличивая выход остатка не превращенного сырья.

Данная зависимость представлена на графике 5.



График 5

Зависимость выхода продуктов реакции от объемной скорости подачи сырья приведена на графике 6.

Максимальная производительность сырьевого дозатора была ограничена, поэтому провести исследования в области более высокой объемной скорости в настоящий момент не возможно. Все опыты проведены в области низкой объемной скорости, что приводило к повышенному коксообразованию в реакционной системе.

График 6

В области низкой объемной скорости более глубоко протекают реакции разложения вторичных продуктов и реакции конденсации и уплотнения с образованием кокса.

1.3 Новые технологии процесса гидрокрекинга

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к процессу гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, и может быть использовано при направленной переработке тяжелых и битуминозных нефтей, а также нефтяных остатков, например остатков атмосферной и вакуумной перегонки нефтей, включая мазуты, гудроны, а также отходов нефтепереработки - нефтешламов. Изобретение касается способа, осуществляемого в вихревом реакторе объемом 1-20 литров, через который пропускают перерабатываемое сырье совместно с водородом от 0,1 до 0,8 мас.% от массы исходного сырья при избыточном давлении 0,01-0,5 МПа и температуре 380-450°C, скорости вращения ротора вихревого реактора от 2000 до 10000 оборотов в минуту и мощности привода ротора от 30 кВт до 5 МВт. Технический результат - увеличение выхода светлых дистиллятных фракций и получения только товарных продуктов: дизельных фракций и гудрона - сырья для производства битума - при значительной простоте способа и высокой технологичности процесса.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к процессу гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, и может быть использовано при направленной переработке тяжелых и битуминозных нефтей, а также нефтяных остатков, например остатков атмосферной и вакуумной перегонки нефтей, включая мазута, гудроны, а также отходов нефтепереработки - нефтешламов.

В связи с огромными запасами тяжелой и битуминозной нефти проблема их переработки с высокой глубиной в дистиллятные топлива становится все более актуальной. Существующие процессы в нефтепереработке характеризуются огромными капиталовложениями. Тяжелые и битуминозные нефти, а также нефтяные остатки (вакуумные газойли, мазуты, полугудроны и гудроны) в отличие от светлых нефтепродуктов (бензинов и дизельных топлив) характеризуются большей молекулярной массой, иным групповым, фракционным составом и пониженным содержанием водорода. В тяжелом нефтяном сырье сосредоточена большая часть гетероатомных компонентов, практически все смолы и асфальтены, поэтому его средняя молекулярная масса в 3-5 раз выше, чем у дистиллятных нефтепродуктов. Следует также учитывать, что дизельные фракции содержат минимальное количество водорода среди дистиллятов, что обуславливает максимально возможный выход дистиллятов из тяжелого нефтяного сырья при условии получения именно дизельных фракций.

Известен способ крекинга тяжелых нефтепродуктов, который заключается в приготовлении гомогенной смеси из тяжелых нефтяных остатков (ТНО) и специально высушенного и подвергнутого механохимической обработке в вибромельнице тонкоизмельченного сапропелита (размер частиц 20-30 мкм) с последующим термокрекингом полученной смеси при 390-420°C и 0,2-5 МПа и разделением продуктов крекинга, причем механохимическую обработку ведут в инертной среде под давлением 0,05 атм, вибромельница работает на линии с виброситом, а непрерывную подачу компонентов на смешение ведут шнековым питателем с регулируемой скоростью подачи. В качестве сапропелита используют горючий сланец, сапроксимит, богхед, кеннель. Установка термического крекинга тяжелых нефтяных остатков в присутствии органоминерального катализатора кроме смесителя сырья, печи нагрева сырьевой смеси с реакционной камерой включает дезинтеграторы, выносные реакторы, сепаратор, атмосферную колонну для разделения продуктов термокрекинга. (См. Патенты РФ 2178446 и 2178447, БИ №2 (II), 2002 г.)

Однако указанный способ обладает рядом недостатков, таких как сложное аппаратурное оформление процесса, необходимость тщательной сушки и очень тонкого измельчения сапропелита, использование сапропелита одного генетического типа (карбонатного), нагрев сырья в трубчатой печи с неизбежным его коксованием, необходимость проводить процесс в инертной среде, включая виброизмельчение сапропелита, наличие выносных реакторов, работающих под повышенным давлением, необходимость использования водяного пара для выделения из продуктов реакции органоминерального отработанного катализатора.

Известен также способ крекинга тяжелых нефтяных остатков при температуре свыше 400°C, включающий предварительное нагревание исходного сырья до температуры крекинга, причем крекинг ведут в присутствии термически или каталитически активных донорно-водородных добавок, выбранных из группы: рядовые или обогащенные сланцы различных генетических типов (карбонатные, алюмосиликатные, алюмосиликатно-карбонатные, силикатные), минеральная часть сланцев, цеолитсодержащие катализаторы, смесь рядового сланца и цеолитсодержащих алюмосиликатных катализаторов, при атмосферном давлении в интервале температур 400-430°C, при содержании указанных добавок 8-12 мас.%, при продолжительности процесса, обеспечивающей полную отгонку светлых дистиллятных продуктов. (Патент РФ 2288940 от 2005.07.20, MПK С10G 47/22.)

Известен способ крекинга ТНО в смеси с каталитической добавкой путем смешения нефтяных остатков с природным цеолитом, содержащим 5-20% окиси алюминия, измельчением его до размера частиц не более 100 мкм, диспергированием с нефтяным остатком и термокрекингом смеси при температуре 390-450°C, давлении 0,2-5 МПа и объемной скорости 1-6 ч-1. Цеолит может содержать до 7% оксидов железа. Катализатор вводят в исходное сырье в количестве 1-10%. (См. Патент РФ 2179570 от 2000.12.25, МПК C10G 1/05.)

Указанные процессы требуют подготовки сырья, использования расходного катализатора, контроля многих параметров, имеют невысокую воспроизводимость результатов.

Известен способ переработки тяжелых нефтяных остатков путем их обработки озонсодержащим газом до поглощения озона в количестве желательно 0,05-0,5 мас.% с последующим термическим крекингом полученного продукта при температуре предпочтительно 400-430°C, давлении 0,5-3,0 МПа и объемной скорости сырья в термическом реакторе 1-2 ч-1. Выход светлых нефтепродуктов составляет около 70% при коксообразовании 0,2-0,25%. (См. Патент РФ №2184761, кл. C10G 27/14, C10G 9/00 от 2001.07.18.)

Однако данный способ не позволяет регулировать получение газойлевых (дизельных) фракций, требует применения озона в достаточно больших количествах 0,05-0,5%, а то, что промышленные генераторы озона с такой производительностью не выпускаются, делает этот способ малоприменимым в промышленности.

Наиболее близким к предложенному является электрохимический способ крекинга нефтяного сырья путем воздействия на него электрического поля источником напряжения 10-100 кВ как переменного, так и постоянного тока, которым воздействуют на пары углеводородного сырья электрическим полем, пропуская пары через поле. (См. Заявку РФ №94013148 от 1994.04.14, МПК C10G 15/12.)

Недостатком способа является относительно невысокий выход светлых дистиллятных фракций и наличие неиспользуемых отходов.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение выхода светлых дистиллятных фракций и получения только товарных продуктов: дизельных фракций и гудрона - сырья для производства битума - при значительной простоте способа и высокой технологичности процесса.

Технический результат достигается тем, что гидрокрекинг тяжелого нефтяного сырья - тяжелой и битуминозной нефти, включая тяжелые нефтяные остатки, осуществляют в вихревом реакторе объемом 1-20 литров при избыточном давлении 0,01-0,5 МПа и температуре 380-450°С, через вихревой реактор пропускают перерабатываемое сырье совместно с водородом в количестве от 0,1 до 0,8 мас.% от исходного сырья. На фиг.1 изображена одна из возможных схем вихревого реактора, которая включает корпус 1, состоящий из двух конических полукорпусов 2 и 3, снабженных средствами (штуцерами) для подачи сырья 4 и отвода продуктов реакции 5. В корпусе 1 установлен ротор 6, представляющий собой вал с коническим оребрением, установленный с возможностью вращения внутри корпуса 1. Указанные элементы образуют в корпусе 1 вихревую камеру 7. Вид А-А позволяет представить себе расположение ребер вала, при вращении формирующих коническую поверхность.

Скорость вращения ротора находится в диапазоне от 2000 до 10000 оборотов в минуту, мощность привода ротора может варьироваться от 30 кВт до 5 МВт. Процесс начинается, и лавинно развивается в реакционной вихревой камере 7, в которой происходят импульсные воздействия на исходное сырье в вихревом поле. Вместе с исходным сырьем подается и водород в количестве от 0,1 до 0,8 мас.% от массы исходного сырья, в результате процессы крекинга дополняются процессами гидрирования. Специальной предварительной подготовки сырья не требуется.

Предлагаемое изобретение позволяет значительно упростить аппаратурное оформление процесса гидрокрекинга по сравнению с известными способами гидрокрекинга и увеличить глубину переработки тяжелых нефтяных остатков, до 90 мас.%, с получением только товарных продуктов: дизельной фракции и гудрона. По данной технологии, возможно перерабатывать не только мазуты и гудроны, но нефтяные шламы с содержанием механической примеси до 5 мас.%, газы крекинга составляют менее 1 мас.%.

Предлагаемый безотходный способ гидрокрекинга позволяет в определенных пределах варьировать соотношение между получаемыми дизельными фракциями и получаемым гудроном.

Влияние основных технологических параметров на процесс гидрокрекинга

Технологическими параметрами, влияющими на процесс протекания реакций гидрокрекинга, являются величина давления, температура, скорость оборотов ротора, мощность привода и время пребывания в реакционной вихревой камере.

Увеличение температуры ведет к увеличению выхода дистиллятных (светлых) нефтепродуктов и до определенного предела снижению вязкости остатка гидрокрекинга, но одновременно с этим повышается плотность остатка.

То же самое относится и к увеличению времени пребывания в реакционной камере, что достигается путем снижения скорости подачи исходного нефтяного сырья или путем снижения отбора остатка гидрокрекинга - гудрона.

Изменение давления в реакционной вихревой камере, которое регулируется клапаном давления при выходе жидкой фазы из вихревого реактора, также отражается на объемной скорости и на процессе конверсии в целом.

Для организации оптимального хода протекания реакций гидрокрекинга нефтяного сырья в вихревой реакционной камере регулируется структура и скорость потока путем подачи сырья и отбора продуктов гидрокрекинга. Подачу сырья в вихревую реакционную камеру, как правило, производят после предварительного нагревания сырья до 360-380°C печи прямого нагрева либо в теплообменниках косвенного нагрева сырья теплоносителем.

В вихревой реакционной камере под воздействием вихревых импульсных воздействий в присутствии водорода происходят реакции гидрокрекинга, в результате которых исходное сырье обогащается дистиллятными фракциями, которые при выводе из вихревого реактора крекинга испаряются в эвапораторе.

В дальнейшем дизельные фракции либо отгружают в виде автомобильных или судовых топлив, либо подвергают дальнейшей переработке - ректификации, гидроочистке до более высоких требований на содержание серы в автомобильных топливах и т.д., а остаток в виде гудрона используется как сырье для производства дорожных или строительных битумов.

Пример 1.

Перерабатываемое сырье - мазут М 100, производитель ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».

Характеристики исходного сырья мазута М100:

Удельная плотность при 20°C 0,985 г/см3

Фракционный состав мазута М 100:

- Начало кипения 365°C

- НК-160°C 0%

- 160-360°C 0%

- 360-500°C 55%

- 500° и выше 45%

Содержание серы 2,9%

Содержание механических примесей 0,5мас.%

Исходное сырье подогревают в паровом теплообменнике до температуры 90°C, сырьевым насосом подают в змеевик печи крекинга, проходя через который сырье нагревается от топочных газов до 380°C, и далее его подают совместно с водородом 0,2 мас.% от массы исходного сырья в вихревую реакционную камеру, где под воздействием импульсных вихревых воздействий происходят реакции крекинга и гидрирования исходного сырья, в результате которых из переработанного и выведенного в эвапоратор сырья выделяются в виде паров дизельные фракции и крекинг-остаток в виде гудрона, который выводят из низа эвапоратора отдельно. Давление в реакционной камере поддерживают 0,1 МПа клапаном давления, установленным на линии выхода обогащенного дистиллятом переработанного сырья, время нахождения сырья в реакционной камере составляет 5 секунд, скорость вращения ротора 3100 оборотов в минуту. Испаренную парожидкостную смесь охлаждают в теплообменнике. Полученный продукт конденсируют, проводят анализы полученного дистиллятного нефтепродукта - дизельной фракции 160-360°C и гудрона.

Материальный баланс переработки:

Поступило: ?

Мазут М 100 99,8%

Водород 0,2%

Получено:

- дизельная фракция 160-360°C 62%

- гудрон 500° и выше 37%

- газ + потери 1%

Итого: 100%

Характеристика полученной дизельной фракции:

Удельная плотность при 20°C 0,852 г/см3

Содержание серы 0,2%

2. Технологическая часть

2.1 Физико-химические характеристики нефти месторождении Тана

Месторождение открыто в 1969г., введено в разработку в 1979г. По типу резервуара нефтяные залежи являются массивными, ненарушенными, высота их от 24 до 26м.

Физико-химическая характеристика нефти из скважины №4 XIII юрского горизонта следующая: = 0,864; температура застывания - 29⁰С, вспышки в закрытом тигле 11⁰С, содержание парафина 19,9%, температура его плавления 57⁰С, содержание серы 0,18%, азота 0,148, смол 16,16, асфальтенов 1,7%, коксуемость 3,46%, зольность 0,022%, выход фракций до 200⁰С - 11,3%, до 350⁰С - 34,6%.

Осветительный керосин содержит мало ароматических углеводородов и отличается хорошими фотометрическими свойствами, небольшим содержанием серы [12].

Физико-химические свойства дизельного топлива и его компонентов приведены в табл. 1.

Таблица 2.1 Характеристика дизельного топлива и его компонентов

Темп-ра отбора, 0С	Цетановое число	Дизельный индекс			Темп. застывания	Темп. Помутнения	Темп. вспышки	Содерж. серы
150-320	59	72	0,8125	3,44	-13	-10	64	0,044
150-350	59	72,5	0,814	3,8	-11	-5	68	0,053
180-350	57	71,4	0,82	4,63	-7	-2	80	0,07
200-350	58	59	0,824	5,31	-5	-1	95	0,073
240-350	59	-	0,8268	6,06	-2	-1	117	0,081



Таблица 2.2 Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Темп-ра отбора, 0С	Выход на нефть, %		Содержание серы, %	Содержание углеводородов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
						всего	нормального строения	изостроения
62-85	0,7	0,6942		1	19	80	35	45
62-105	2,2	0,717		3	43	54	6	48
62-140	4,8	0,7322		3	32	6 5	9	56
62-180	8,4	0,7474	0,005	7	29	64	20	44
85-105	1,5	0,722		3	41	56	9	47
85-120	2,3	0,7256		6	38	56	15	41
85-180	7,6	0,7511	0,006	7	30	63	20	43
105-120	0,8	0,7315		3	32	65	9	56
120-140	1,8	0,7498		7	29	64	19	45
140-180	3,6	0,7641	0,007	10	26	64	18	46

Таблица 2.3 Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Показатели	Температура отбора, 0С
	120-140	120-200
Выход на нефть, %	62,7	7,4
	0,7812	0,7672
Фракционный состав, 0С, при: н.к 10% 50% 90% 98%	148	142
	161	149
	186	163
	221	185
	231	194
Содержание серы, %	0,012	-
Кислотность, мг КОН на 100мл дистиллята	0,58	-

Таблица 2.4 Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Показатели	Температура отбора, 0С
	150-320	150-350	180-350	200-350	240-350
Выход на нефть, %	22,5	16,1	25,3	23,3	18
Цетановое число	59	59	57	58	59
Дизельный индекс	72	72,5	-	71,4	59
Фракционный состав, 0С, при: 10% 50% 90% 98%	203	198	228	243	259
	257	265	273	280	295
	306	324	327	328	328
	316	333	334	334	334
Содержание серы,%	0,044	0,053	0,07	0,073	0,081
Кислотность, мг КОН на 100мл топлива	1,75	2,04	2,34	2,63	2,92
Анилиновая точка, 0С	77,1	79	-	82,4	83,6

Таблица 2.5 Характеристика мазутов и остатков

Продукт	Выход на нефть, %		ВУ50	ВУ80	ВУ100	Содержание серы	Коксуемость
Мазут 100	59,5	0,9092	27,27	8,49	5,05	0,25	7,6
Остаток выше:
3500С	65,4	0,9045	27,35	6,32	3,58	0,24	6,46
4500С	48,7	0,9224		15,73	8,9	0,28	9,41
4900С	39,7	0,9367		17,17	10,2	0,31	10,2

Таблица 2.6 Характеристика остаточных базовых масел, полученных адсорбционным методом

Показатели	Остаток выше 4900С	Нафтено-парафиновые ув. +I-III группы ароматических после депарафинизации
Выход, на остаток,%	100	37,7
Выход, на нефть, %	39,7	14,9
М	-	600
V50	-	272,3
V100	130,9	35,5
V50/V100	-	8,4
ИВ	-	96
ВВК	-	0,847
Темп. застывания, 0С	-	-21
Содержание серы, %	0,31	-



Таблица 2.7 Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, определенных адсорбционным методом

Исходная фракция и смесь ув.	Выход	V50,сСт	ИВ	Темп. застывания, 0С
	На фракцию	На фракцию
Фракция 350-4500С	100	16,7	0,8544	-	35
То же, после депарафинизации	59,6	9,95	0,824	-	-23
Нафтено-парафиновые ув.	41,2	6,87	0,8452	139	-17
То же +I группа ароматических	48,7	8,13	0,8552	126	-17
То же +I-III группы ароматических	52,9	8,84	0,863	118	-18
То же I-IV группы ароматических	57	9,52	0,874	114	-10

Таблица 2.8 Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Темп-ра отбора, 0С	Выход на нефть фракций или остатка, %	Характеристика базовых масел	Содержание базовых масел, %
			V50, мм2/с	ИВ	Темп-ра застывания, 0С	На фракцию	На нефть
350-450	16,7	0,874	13,72	114	-19	57	9,5
450-490	9	0,892	39,89	94	-16	51,3	4,6
выше 490	39,7	0,92	272,3	96	-21	37,7	14,9

2.2 Описание поточной схемы

Нефть проходит установку обессоливания-обезвоживания, разгоняется на фракции, затем бензиновая фракция направляется на установку каталитического риформинга.

Дизельная фракция направляется на установку катдепарафинизации, так как содержание парафина во фракциях превышает норму и не удовлетворяет требованиям ГОСТ. Применение процесса катдепарафинизации приводит к получению дизельного топлива с требуемыми температурами застывания и получению дополнительного бензина и керосина.

Вакуумный газойль направляется на установку гидрокрекинг масляных дистиллятов для получения базового компонента масла с высоким индексом вязкости, противоокислительной стойкостью и стойкостью к деформациям сдвига.

Остаток выше 490⁰С направляется на установку УЗК. Данный процесс позволяет повысить общее количество светлых фракций, и позволяет получит нефтяной кокс. Тяжелый газойль полученный из установки УЗК направляется на установку гидрокрекинг.

Полученный компонент масла из установки гидрокрекинг направляется на вторичную вакуумную перегонку для узкого разделение масленых фракции. Полученный масленые фракции направляется на установку каталитическая изодепарафинизация.

2.3 Описание технологической схемы установки

Технологическая схема одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля.

Вакуумный газойль подается сырьевым насосом на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом, который нагнетается компрессором. Газо-сырьевая смесь нагревается в теплообменнике и печи до температуры реакции. Нагретое и частично испаренное сырье вместе с циркуляционным газом поступает сверху в реактор, выходит снизу, далее поступает сверху в реактор и выходит снизу. В каждом из реакторов катализатор укладывается слоями на специальных решетках. Между слоями в реакторы подводится холодный циркулирующий водород с целью отвода избыточного тепла реакции.

Выходящая из реактора смесь циркуляционного газа и продуктов реакции охлаждается в теплообменнике, холодильнике и поступает в сепаратор высокого давления. Здесь происходит отделение циркуляционного водородсодержащего газа от продуктов реакции, находящихся в жидкой фазе. Продукты реакции с низа сепаратора под собственным давлением поступают в погоноразделительную часть установки, состоящую из атмосферной колонны, вакуумной колонны и сопутствующей аппаратуры и оборудования. Циркуляционный газ отмывается от сероводорода в растворе моноэтаноламина и поступает на прием компрессора. Компрессор вновь подает газ на смешение с сырьем. Поскольку в реакторе происходит обеднение циркуляционного газа водородом и обогащение его метаном, этаном и пропаном, выделяющимися при реакциях гидрокрекинга, содержание водорода в циркуляционном газе после реактора становится ниже допустимых пределов. Поэтому часть циркуляционного газа из системы выводится (отдувается) и заменяется водородом с установки риформинга или со специальной установки получения водорода.

Высокий тепловой эффект реакции приводит к разогреву реакционной смеси и катализатора, что нежелательно, так как разогрев алюмокобальтмолибденового катализатора выше 435 оС ведет к усиленному коксообразованию. По этой причине приходится вводить непосредственно в реакторы охлаждающий агент - циркулирующий водородсодержащий газ или смесь этого газа и дизельной фракции, получаемой на установке. При охлаждении реакционной смеси только водородсодержащим газом его расход чрезмерно велик, особенно для установок большой производительности. Применением газо-жидкостного охлаждения дает возможность снизить количество хладагента за счет затраты тепла на испарение жидкости.

2.4 Материальный баланс всех установок

Таблица 2.9 Сводный материальный баланс

Поступило	%	т/год	т/сут	кг/ч
Нефть	100	6000000	17647,05882	735294,1176
Всего	100	6000000	17647,05882	735294,1176
Получено
Бензин	17,4353329	1046119,974	3076,823453	128200,9772
Диз топливо	32,41350612	1944810,367	5720,030491	238334,6038
Керосин	15,42185296	925311,1774	2721,503463	113395,9776
Базовые масла	17,75188855	1065113,313	3132,686215	130528,5923
Кот. топливо	3,750086457	225005,1874	661,7799629	27574,16512
Сухой газ	2,329949858	139796,9915	411,1676221	17131,98425
Сжиженный газ	2,293407983	137604,479	404,7190559	16863,294
Кокс	6,722057885	403323,4731	1186,245509	49426,89621
Потери	1,881917293	112915,0376	332,1030518	13837,62716
Всего	100	6000000	17647,05882	735294,1176



Литература

1. Надиров Н.К. Нефтегазовый комплекс Казахстана // Нефть и газ. 2000. №3. С.9-14.

2. Буканова А.С., Сериков Т.П., Оразова Г.А. Перспективы получения масел при переработке нефтей Западного Казахстана // Вестник АИНГ. 2001-2002. №1-2. С. 92-95.

3. Журнал “Масла@Лукойл”, Издание ООО “ЛЛК-Интернешнл”, №33 март 2013.

4. Левченко Д.Н, Бергштейн Н.В. -- Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, 1979, № 4, с. 15-21.

5. Журнал “Нефтегазовые технологии”, Издание “Топливо и энергетика”, №11 ноябрь 2005.

6. Арчаков Ю.И.-- В кн.: Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М, ЦНИИТЭНефтехим, 1979, № 4, с. 2--4.

7. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. - 671с.;

8. Energy Information Administration, «Annual Energy Outlook 2006 with Projections to 2030 (Early Release)--Overview», Energy Information Administration: Official Energy Statistics from the US Government, Dec. 2005, US Department of Energy, Jan. 23, 2006, www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/key.html.

9. Гоель С., и Ж. Шах, «Простые методы для генерации управления технологическими процессами, переработка углеводородного сырья», октябрь 2005, стр. 81, 83-84.

10. Журнал “Нефтегазовые технологии”, Издание “Топливо и энергетика”, №9 сентябрь 2008.

11. Журнал “Нефтегазовые технологии”, Издание “Топливо и энергетика”, №10 октябрь 2007.

12. Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана: В 2 т. Алматы: ?ылым, 1995, 320с.

Размещено на Allbest.ru