Методы глубокой переработки нефти и газа

- оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК). Для синтеза ОЖК используется кубовый остаток синтетических жирных кислот (СЖК) с числом углеводородных атомов; более 20 (Сn>20) или 25 (Сn>25). Среди ОЖК более эффективен деэмульгатор, синтезированный из кислот > С25 > с содержанием окиси этилена 65 - 67 % (не уступает по эффективности диссольвану 4411);

- оксиэтилированные алкилфенолы (ОП - 10). Представляют собой продукты оксиэтилирования моно- и диалкилфенолов. По сравнению с ОЖК деэмульгатор ОП - 10 менее универсален и применяется для деэмульгирования ограниченного числа нефтей;

- отечественные блоксополимеры полиоксиалкиленов являются наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами. Высокая их де-эмульгирующая эффективность обуславливается тем, что гидрофобная часть (оксипропиленовая цепь) ПАВ направлена не в глубь нефтяной фазы, как у обычных деэмульгаторов типа ОЖК, а частично распространено вдоль межфазной поверхности эмульсии. Именно этим объясняется очень малый расход деэмульгаторов из блоксополимеров в процессах обезвоживания и обессоливания.

В нашей стране для промышленного применения рекомендованы следующие типы блоксополимеров:

186 и 305 - на основе пропиленгликоля;

157, 385 - на основе этилендиамида (дипроксамин 157);

116 и 226 - на основе синтетических жирных кислот;

145 и 295 - на основе двухатомных фенолов.

Деэмульгирующая активность и физико-химические свойства блоксополимеров оксиалкиленов существенно зависят от величины и соотношения гидрофильных и гидрофобных частей молекулы, а также от состава и строения исходных веществ. Так, расположение оксипропиленовых групп на концах молекулы делает ПАВ более гидрофобными, с более низкой температурой застывания, по сравнению с ПАВ такого состава и молекулярной массой, но с расположением оксипропиленовых групп в центре молекулы.

Из деэмульгаторов Германии, применяемых в нашей стране, высокой деэмульгирующей активностью обладают диссольваны 4400, 4411, 4422 и 4433, представляющие собой 65 %-ные растворы ПАВ в воде или метиловом спирте с молекулярной массой 2500 - 3000, которые синтезированны на основе алкиленгликолей, а также сепарол, бескол, прохалит и др.

Отличные результаты показал диссольван: расход 4 - 4,5 граммов на тонну обрабатываемой нефти, в дренажных водах наблюдалась чёткая граница раздела фаз (при работе на отечественном ОЖК и дипроксамине границы не было). Расход отечественных деэмульгаторов составляет 20 - 30 граммов на тонну. Экономический расчёт показал, что при использовании диссольванов затраты в два раза меньше, чем при использовании дипроксамина 157 - 65 М вследствие меньшего расхода на 1 тонну нефти. При его использовании содержание солей и воды в обессоленной нефти наименьшее. Уменьшаются потери нефтепродукта со сточными водами ЭЛОУ.

Для глубокого обессоливания нефти с минимальными затратами необходимо: обеспечить обильную промывку нефти в каждой ступени при уменьшении расхода свежей воды и сокращении стоков путём возврата воды со ступени на ступень и рециркуляции её внутри ступеней, а также путём вовлечения в состав промывной воды технологических конденсатов, обычно сбрасываемых в, канализацию (после специальной очистки); осуществить интенсивное смешение нефти с промывной водой.

Качество обессоливания улучшается при тонком диспергировании промывной воды и при увеличении соотношения вода : нефть, достигаемом рециркуляцией воды в системе с помощью насосов или инжекторов. Наиболее эффективна рециркуляция воды внутри электродегидратора с помощью встроенных струйных смесителей. Нефть (с промывной водой) поступает в распределитель и истекает через сопло, инжектируя воду из прилегающего к соплу объёма (уровень воды в аппарате поддерживается выше уровня сопла). В смесительном патрубке происходит образование эмульсии с содержанием воды не менее 50 %. При турбулентном движении её происходит интенсивное смешение мелких капель высокоминерализованной воды в нефти с каплями промывной воды и воды, скопившейся в нижней части электродэгидратора. После выхода из смесителя эмульсия распадается. Струйный смеситель обеспечивает не только лучшее качество обезвоживания и обессоливания нефти, но и в два раза большую производительность.

Для каждой ЭЛОУ опытным путём определение требуемого расхода деэмульгатора в зависимости от качества поступающей нефти и параметров обессоливания (на промыслах в нефть подают деэмульгатор).

Рисунок 1 - Схема струйного смесителя: 1- распределитель сырья; 2 - сопло; 3, 5 - рёбра; 4 - смесительный патрубок; 6 - отражатель; стрелками показано направление движения потока эмульсии.

Установка (блок) атмосферной перегонки нефти.

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения на фракции и последующей переработки или использовании их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и нефтехимических производств. От их работы зависит ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатках (AT) и вакуумных трубчатках (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатках (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ - AT, ЭЛОУ - АВТ, ЭЛОУ -АВТ - вторичная перегонка и т.д.

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки руководствуются главным образом её фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций. Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворённых газов (до 1,2 % по С4 включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12 - 15 %) и выходом фракций до 350 С не более 45 % энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) AT по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения лёгких и тяжёлых фракций требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоёмкостью. Основной их недостаток - меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5 - 3,0 %.) отбор светлых, по сравнению с двухколонной схемой, требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки лёгких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5 - 2,2 %) и бензиновых фракций (до 20 - 30 %) и фракций до 350 С (50 - 60 %) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50 - 60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от лёгких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую её мощность.

Недостатком двухколонной AT является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струёй, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами - холодильниками и т.д.

Практикой эксплуатации промышленных установок AT и АВТ были выявлены недостатки:

- не обеспечиваются проектные показатели по температуре подогрева нефти на входе в К1, тем самым и по отбору лёгкого бензина в ней;

- способ регулирования температуры низа К1 посредством горячей струи через печь требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.

Особую актуальность приобретают работы, которые при незначительных затратах дают экономическую и технологическую отдачу. При подводе сырья двумя потоками, нагретыми до разных температур, наблюдается двухкратный выигрыш в количестве холодного орошения, который растёт с увеличением разности температур потоков. Вообще многоточечное питание эффективно. В схеме с двумя вводами можно уменьшить затраты на разделение. Работа отбензинивающей колонны настолько интенсифицируется, что появляется возможность вывода избыточной флегмы концентрационной секции в основную колонну. Поскольку часть низкокипящего компонента переходит прямо в основную колонну, минуя кубовую жидкость, то отбензиненная нефть имеет более высокую температуру и при этом снижается расход топлива. Схема позволяет выделить в отбензинивающей колонне фракцию с началом кипения 85 С, что исключает необходимость вторичной перегонки суммарной бензиновой фракции. При этом удаётся значительно повысить отбор бензина.

Подача холодного (второго) питания на 6 - 8-ю сверху тарелки в количестве 20 - 25% от расхода нефти с t = 100 - 120 С (или сразу после ЭЛОУ), а подача горячего (основного) питания подать на 2 - 5-ю (снизу) тарелки позволяет сократить бензиновое орошение К1 в 3 - 4 раза. Значительно сокращается расход горячей струи. Давление в К1 снижается на 0,05 - 0,07 МПа. Увеличивается выход светлых нефтепродуктов, так как рабочее давление в колонне К2 снижается на 0,02 - 0,04 МПа.

На Рязанском нефтеперерабатывающем заводе поток нефти после нагрева в теплообменниках и печи вводили в нижнюю часть колонны К1 вместо «горячей струи». При этом производительность по нефти увеличивалась на 10 - 15 %, поток через змеевик печи уменьшился, температура низа колонны повысилась, увеличился отбор бензина на 4 - 8 % на нефть.

Атмосферные колонны К2 - это сложные колонны с полностью связанными материальными и тепловыми потоками. Они считаются наиболее термодинамически совершенными. При разделении смеси в таких колоннах энергозатраты ниже, чем в простых на 20 - 50 %.

На Новоуфимском нефтеперерабатывающем заводе разработана схема, позволяющая в К1 и К2 получить бензиновые фракции с началом кипения - 85 С и 85 - 180 С. Фракцию с началом кипения - 85 С можно использовать как компонент бензина, а с началом кипения 85 - 180 С - как сырьё каталитического риформинга. Фракцию с началом кипения 85 - 180 С выводят из колонны К2 боковым погоном, а сверху колонны К2 выводят фракцию 60 - 12С и возвращают её в колонну К1 как дополнительное орошение. При утяжелении сырья атмосферной колонны давление в ней понижается на 0,02 - 0,04 МПа. Увеличивается выход светлых нефтепродуктов. Рационально отбензиненную нефть с куба К1 (часть) не нагревать в печи, а подавать в верхнюю часть колонны К2 как циркуляционное орошение на 3 - 5 тарелок и выше ввода сырья. Организация циркуляционного орошения в верхней части колонны К2 позволяет уменьшать соответственно острое орошение, понижать давление в колонне. При этом увеличивается доля отгона сырья, уменьшается подача водяного пара в куб колонны. Колонны с двумя вводами сырья работают на Сызранском, Пермском, Новогорьковском, Новоуфимском нефтеперерабатывающих заводах и др.



Рисунок 2 - Схема ректификации в колонне К1: 1 - теплообменник; 2 - ЭЛОУ; 3 - газосепаратор; 4 - конденсатор-холодильник; 5 - колонна; 6 - печь; 1 - сырая нефть ; 2 - обессоленная нефть; 3 - отбензиненная нефть; 4 - «горячая струя»; 5 - парогазовая смесь ; 6 - орошение; 7 - дистиллят; 8 - газы.



Рисунок 3 - Схема ректификации с многопоточным питанием: 1 - теплообменник; 2 - ЭЛОУ; 3 - газосепаратор; 4 - конденсатор-холодильник; 5 - колонна; 6 - печь; 1 - сырая нефть; 2 - обессоленная нефть; 3 - отбензиненна нефть; 4 - «горячая струя»; 5 - парогазовая смесь; 6 - орошение; 7 - дистиллят; 8 - газы.

Установка (блок) вакуумной перегонки мазута.

Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля - получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 - 50С), используемого как сырьё установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистиллятного крекинг - остатка, направляемого далее на коксование с целью получения нефтяных коксов.

О чёткости разделения мазута обычно судят по фракционному составу и цвету вакуумного газойля. Последний показатель косвенно характеризует содержание смолисто - асфальтеновых веществ, то есть коксуемость и содержание металлов. Металлы, особенно никель и ванадий, оказывают отрицательное влияние на активность, селективность и срок службы катализаторов процессов гидрооблагораживания и каталитической переработки газойлей. Поэтому при эксплуатации промышленных установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидкости (гудрона) в концентрационную секцию вакуумной колонны в виде брызг, пены, тумана и т.д. В этой связи вакуумные колонны по топливному варианту имеют при небольшом числе тарелок (или невысоком слое насадки) развитую питательную секцию: отбойники из сеток и промывные тарелки, где организуется рециркуляция затемнённого продукта. Для предотвращения попадания металлорганических соединений в вакуумный газойль иногда вводят в сырьё в небольших количествах антипенную присадку типа силоксан.

В процессах вакуумной перегонки, помимо проблемы уноса жидкости, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420 - 425 С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксовывание и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля. При этом, чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идёт газообразование и термодиструкция высокомолекулярных соединений сырья. Вследствие этого при нагреве мазута до максимально допустимой температуры уменьшают время его пребывания в печи, устраивая многопоточные змеевики (до четырёх), применяют печи двустороннего облучения, в змеевик печи подают водяной пар и уменьшают длину трансферного трубопровода (между печью и вакуумной колонной). Для снижения температуры низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлаждённого гудрона. С целью снижения давления на участке испарения печи концевые змеевики выполняют из труб большего диаметра и уменьшают перепад высоты между вводом мазута в колонну и выходом его из печи. В вакуумной колонне применяют ограниченное количество тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку; используют вакуусоздающие системы, обеспечивающие достаточно глубокий вакуум. Количество тарелок в отгонной секции также должно быть ограниченно, чтобы обеспечить малое время пребывания нагретого гудрона. С этой целью одновременно уменьшают диаметр куба колонны.

В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, применяя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошении.

В последние годы в мировой нефтепереработке всё более широкое распространение при вакуумной перегонки мазута получают насадочные контактные устройства регулярного типа, обладающие, по сравнению с тарельчатыми, наиболее важными преимуществом - весьма низким гидравлическим сопротивлением на единицу теоретической тарелки. Это достоинство регулярных насадок позволяет конструировать вакуумные ректификационные колонны, способные обеспечивать более глубокий отбор газойлевых (масляных) фракций с температурой конца кипения вплоть до 600 С, либо при заданной глубине отбора существенно повысить чёткость фракционирования масляных дистиллятов.

Применяемые в настоящее время высокопроизводительные вакуумные колонны с регулярными насадками по способу организации относительно движения контактирующих потоков жидкости и пара можно подразделить на следующие 2 типа: противоточные и перекрёстноточные.

Противоточные вакуумные колонны с регулярными насадками конструктивно мало отличаются от традиционных малотоннажных насадочных колонн: только вместо насадок насыпного типа устанавливаются блоки или модули из регулярной насадки и устройства для обеспечения равномерного распределения жидкостного орошения по сечению колонны. В сложных колоннах число таких блоков (модулей) равно числу отбираемых фракций мазута.

Вакуумная насадочная колонна противоточного типа фирмы «Гримма» (ФРГ) предназначена для глубокой вакуумной перегонки мазута с отбором вакуумного газойля с температурой конца кипения до 550 С. Отмечаются следующие достоинства этого процесса:

- высокая производительность - до 4 млн. т/год по мазуту;

- возможность получения глубоковакуумного газойля с температурой конца кипения более 550 0 С низкими коксуемостью (менее 0,3 % масс. по Кондрадсону) и содержанием металлов менее 2,5 ppm;

- пониженная (на 10 - 15 С) температура нагрева мазута после печи;

- более чем в 2 раза снижение потери давления в колонне;

- существенное снижение расхода водяного пара на отпарку.

На некоторых отечественных НПЗ внедрена и успешно функционирует принципиально новая высокоэффективная технология вакуумной перегонки мазута в перекрёстноточных насадочных колоннах (разработчики - профессор Уфимского государственного нефтяного технического университета К.Ф. Богатых с сотрудниками).



Рисунок 4 - Принципиальная конструкция противоточной насадочной колонны. 1 - мазут; II - легкий вакуумный дистиллят; III - глубоковакуумный газойль; IV - гудрон; V - водяной пар; VI - газы и пары к вакуумсоздающей системе

Гидродинамические условия контакта паровой и жидкой фаз в пере-крёстноточных насадочных колоннах (ПНК) существенно отличаются от таковых при противотоке. В противоточных насадочных колоннах насадка занимает всё поперечное сечение колонны, а пар и жидкость движутся навстречу друг другу. В ПНК насадка занимает только часть поперечного сечения колонны (в виде различных геометрических фигур: кольцо, треугольник, четырёхугольник, многоугольник и т.д.). Перекрёстноточная регулярная насадка изготавливается из традиционных для противоточных насадок материалов: плетёной или вязаной металлической сетки (так называемые рукавные насадки), просечно - вытяжных листов, пластин и т.д. Она проницаема для паров в горизонтальном направлении и для жидкости в вертикальном направлении. По высоте ПНК разделена распределительной плитой на несколько секций (модулей), представляющих собой единую совокупность элемента регулярной насадки с распределителем жидкостного орошения. В пределах каждого модуля организуется перекрёстноточное (поперечное) контактирование фаз, то есть движение жидкости по насадке сверху вниз, а пара - в горизонтальном направлении. Следовательно, в ПНК жидкость и пары проходят различные независимые сечения, площади которых можно регулировать (что даёт проектировщику дополнительную степень свободы), а при противотоке - одно и то же сечение. Поэтому перекрёстноточный контакт фаз позволяет регулировать в оптимальных пределах плотность жидкого и парового орошения изменением толщины и площади поперечного сечения насадочного слоя и тем самым обеспечить почти на порядок превышающую при противотоке скорость паров (в расчёте на горизонтальное сечение) без повышения гидравлического сопротивления и значительно широкий диапазон устойчивой работы колонны при сохранении в целом по аппарату принципа и достоинств противотока фаз, а также устранить такие дефекты, как захлёбывание, образование байпасных потоков, брызгоунос и другие, характерные для противоточных или тарельчатых колонн.

Экспериментально установлено, что перекрёстноточный насадочный блок конструкции Уфимского государственного нефтяного университета (УГНТУ), выполненный из металлического сетчато-вязанного рукава, высотой 0,5 м, эквивалентен одной теоретической тарелке и имеет гидравлическое сопротивление в пределах всего 1 мм рт. ст. (133,3 Па), то есть в 3 - 5 раз ниже по сравнению с клапанными тарелками. Это достоинство особенно важно тем, что позволяет обеспечить в зоне питания вакуумной ПНК при её оборудовании насадочным слоем, эквивалентным 10 - 15 тарелкам, остаточное давление менее 20 - 30 мм рт. ст. (27 - 40 ГПа) и, как следствие, значительно углубить отбор вакуумного газойля и тем самым существенно расширить ресурсы сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Так, расчёты показывают, что при глубоковакуумной перегонке нефтей типа заподно - сибирских выход утяжелённого вакуумного газойля 350 - 690 С составит 34,1 % (на нефть), что в 1,5 раз больше по сравнению с отбором традиционного вакуумного газойля 350 - 500 С (выход которого составляет 24,2 %). С другой стороны, процесс в насадочных колоннах можно осуществлять в режиме обычной вакуумной перегонки, но с высокой чёткостью погоноразделения, например масляных дистиллятов. Низкое гидравлическое сопротивление регулярных насадок позволяет «вместить» в вакуумную колонну стандартных типоразмеров в 3 - 5 раза большее число теоретических тарелок. Возможен и такой вариант эксплуатации глубоковакуумной насадочной колонны, когда перегонка мазута осуществляется с пониженной температурой нагрева или без подачи водяного пара.

Возможность организации в ПНК высокоплотного жидкостного орошения важна для эксплуатации высокопроизводительных установок вакуумной или высоковакуумной перегонки мазута, оборудованных колонной большого диаметра.

В ПНК, в отличие от противоточных колонн, насадочный слой занимает только часть её горизонтального сечения на порядок и более меньшую. В этом случае для организации жидкостного орошения в вакуумной ПНК потребуется 250 м3/ч жидкости, даже при плотности орошения 50 м 3/м3ч, что энергетически выгоднее и технически проще.



Рисунок 5 - Принципиальная конструкция вакуумной перекрестноточной насадочной колонны АВТ: 1 - телескопическая трансферная линия; 2 - горизонтальный отбойник; 3 - блок перекрестноточной регулярной насадки квадратного сечения; 4 -распределительная плита; I - мазут; II - вакуумный газойль; III - гудрон; IV -затемненный газойль; V - газы и пары

На рисунке 5 представлена принципиальная конструкция вакуумной перекрёстноточной насадочной колонны, внедрённой на АВТ - 4 ОАО «Са-лаватнефтеоргсинтез». Она предназначена для вакуумной перегонки мазута с отбором широкого вакуумного газойля - сырья каталитического крекинга. Она представляет собой цилиндрический вертикальный аппарат с расположением насадочных модулей внутри колонны по квадрату. Диаметр колонны 8 м, высота укрепляющей части около 16 м. В колонне смонтирован телескопический ввод сырья, улита, отбойник и шесть модулей регулярной насадки УГНТУ. Четыре верхних модуля предназначены для конденсации вакуумного газойля, пятый является фракционирующим, а шестой служит для фильтрации и промывки паров. Для снижения крекинга в нижнюю часть колонны вводится охлаждённый до 320 С и ниже гудрон в виде квенчинга. Поскольку паровые и жидкостные нагрузки в ПНК различны по высоте, насадочные модули выполнены различными по высоте и ширине в соответствии с допустимыми нагрузками по пару и жидкости. Предусмотрены циркуляционное орошение, рецикл затемнённого продукта, надёжные меры против засорения сетчатых блоков механическими примесями, против вибрации сетки и проскока брызгоуноса в вакуумный газойль. топливный вакуумный ректификация мазут

Давление в зоне питания колонны составило 20 - 30 мм рт. ст. (27 - 40 ГПа), а температура верха 50 - 7С; конденсация вакуумного газойля была почти полной: суточное количество конденсата лёгкой фракции (18 - 29С) в ёмкости - отделителе воды - составило менее 1 т. В зависимости от требуемой глубины переработки мазута ПНК может работать как с нагревом его в глубоком вакууме, так и без нагрева за счёт самоиспарения сырья в глубоком вакууме, а также в режиме сухой перегонки. Способы улучшения работы вакуумных колонн. Для улучшения работы вакуумных колонн можно использовать несколько процессов:

- понижение остаточного давления на верху колонн до 6 - 8 кПа (как правило, 10 - 15 кПа). Нужно сократить содержание фракций до 350 С в мазуте. Но на Уфимском НПЗ считают, что не следует добиваться исчерпывающего отбора дизельных фракций в атмосферной колонне, да это и недостижимо. Отбор дизельных фракций в вакуумной колонне позволяет разгрузить атмосферную часть установки, экономить энергоресурсы и добиться практически полного отбора этих фракций;

- использовать контактные устройства с минимальным гидравлическим сопротивлением, а следовательно, перейти к регулярным насадкам. Применение регулярной насадки позволяет получать высокую эффективность и низкое гидравлическое сопротивление, на 30 % уменьшает энергоёмкость за счёт уменьшения гидравлического сопротивления и сокращений расхода водяного пара;

- необходимо полное отделение паровой фазы от жидкой в зоне ввода сырья в колонну. Специальных устройств для этого нет. Отсюда закоксовывание, забивка каплеуловителей. Этого можно избежать при применении некоторых сепарирующих устройств.

Модернизация вакуумной колонны установки АВТ - 4 была произведена в АО «Нижегороднефтеоргсинтез» по контракту с швейцарской фирмой. В вакуумной колонне, содержащей 17 желобчатых тарелок, отбираются только две масляных фракции: средней вязкости и высокой вязкости. Это фракции невысокого качества. Вынос дизельных фракций и перегрузка вакуум создающей аппаратуры при узком диапазоне изменения нагрузок вызвали необходимость проведения модернизации с целью получения фракции дизельного топлива, и трёх масляных фракций хорошего качества. В процессе модернизации - произвели замену тарелок на 5 слоев насадки, смонтировали 3-х секционную отпарную колонну с тарелками. Результатом модернизации явилась стабильная работа колонны при нагрузках от 60 % до 120 % мощности. Уменьшились энергозатраты, так как температура мазута на выходе из печи снижена с 395 до 375С, температура верха вакуумной колонны с 19С до 12С и сократились выбросы. Качество получаемых масляных дистиллятов соответствует требованиям технологического процесса.

Есть другой вариант модернизации: в основной вакуумной колонне отбирают вакуумный газойль 350 - 500 С с обычным отбором от потенциала (70 - 80 %). Остаток из колонны направляют в испарительную колонну, где давление такое же, как наверху основной колонны, а в низ вводится водяной пар (в низ основной колонны пар не подаётся). Это позволяет получить дополнительное -количество вакуумного газойля с началом кипения до 50С и довести отбор до 90 - 95 % от потенциала.

Стабилизация бензинов.

Во фракциях лёгкого и тяжёлого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн, содержатся растворённые углеводородные газы (С1 - С4). Поэтому прямогонные бензины должны подвергаться вначале стабилизации с выделением сухого (С1 - С3) и сжиженного (С2 - С4) газов и последующим их рациональным использованием.

Прямогонные бензины после предварительной стабилизации не могут быть использованы непосредственно как автомобильные бензины ввиду их низкой детонационной стойкости. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных автобензинов обычно используется только головная фракция бензина н.к. - 62 (85С), которая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью.

Для последующей переработки стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырьё процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового бензина или индивидуальных ароматических углеводородов - бензола, толуола и ксилолов. При производстве ароматических углеводородов исходный бензин разделяют на следующие фракции с температурными пределами выкипания: 62 - 85С (бензольную), 85 - 105 (12С) (толуольную) и 105 (120) - 140 С (ксилольную). При топливном варианте переработки прямогонные бензины достаточно разделить на 2 фракции: н.к. - 85 С и 85 - 18С.

Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной перегонки бензина на фракции н.к. - 85 С и 85 - 180 С. Как наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматические фракции признана последовательно - параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ - АВТ - 6. В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации разделяется сначала на 2 промежуточные фракции (н.к. - 105С и 105 - 18С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции.

Повышение качества продуктов разделения при стабилизации прямогонного бензина.

Фракция С5 - С6 стабильного бензина является балластом для каталитического риформинга. Она же в составе головки стабилизации является нежелательным компонентом для газофракционирующих установок, так как снижает детонационную стойкость лёгкого бензина, получаемого на этих установках. Для устранения этого нежелательного эффекта (при отсутствии на заводе блока вторичной перегонки бензина) нужно выводить фракцию С5 - С6 боковым погоном из колонны стабилизации бензина на установке атмосферно-вакуумной трубчатки из укрепляющей секции. Это возможно при наличии достаточно большого числа тарелок в данной секции. Выведение фракции С5 - С6 весьма положительно влияет на работу и адсорбционной газофракционирующей установки и на процесс каталитического риформинга.

Имеется пример Уфимского нефтеперерабатывающего завода практического применения колонны с двумя вводами сырья при стабилизации бензина.

На Рязанском нефтеперерабатывающем заводе ввод небольшого количества холодного потока нестабильного бензина в стабилизатор на 10-ю тарелку выше ввода основной массы сырья позволил отказаться от увеличения поверхности конденсатора-холодильника. При совместной стабилизации бензинов колонн К1 и К2 рациональнее в качестве верхнего потока сырья использовать лишь бензин колонны К1, содержащий больше лёгких углеводородов, чем бензин К2.

4. Термические процессы. Термодиструктивные процессы

Типы и назначение термических процессов.

Под термическими процессами подразумевают процессы химических превращений нефтяного сырья - совокупности реакций крекинга (распада) и уплотнения, осуществляемые термически, то есть без применения катализаторов. Основные параметры термических процессов, влияющих на ассортимент, материальный баланс и качество получаемых продуктов - качество сырья, давление, температура и продолжительность термолиза (термин, применяемый к термическим процессам по аналогии с катализом в каталитических процессах).

В современной нефтепереработке применяются следующие типы термических процессов:

1. Термический крекинг высококипящего дистиллятного или остаточного сырья при повышенном давлении (2 - 4 МПа) и температуре 500 - 54С с получением газа и жидких продуктов.

С начала возникновения и до середины XX в. Основным назначением этого «знаменитого» в своё время процесса было получение из тяжёлых нефтяных остатков дополнительного количества бензинов, обладающих, по сравнению с прямогонными, повышенной детонационной стойкостью (60 - 65 пунктов по ОЧММ - октановое число по моторному методу), но низкой химической стабильностью. В связи с внедрением и развитием более эффективных каталитических процессов, таких как каталитический крекинг, каталитический риформинг, алкилирование и др., процесс термического крекинга остаточного сырья как бензин производящий ныне утратил своё промышленное значение. В настоящее время термический крекинг применяется преимущественно как процесс термоподготовки дистиллятных видов сырья для установок коксования и производства термогазойля. Применительно к тяжёлым нефтяным остаткам промышленное значение в современной нефтепереработке имеет лишь разновидность этого процесса, получивший название висбрекинга - процесс лёгкого крекинга с ограниченной глубиной термолиза, проводимый при пониженных давлениях (1,5 - 3 МПа) и температуре с целевым назначением снижения вязкости котельного топлива.

2. Коксование - длительный процесс термолиза тяжёлых остатков или ароматизированных высококипящих дистиллятов при невысоком давлении и температурах 470 - 54С. Основное целевое назначение коксования - малоценный газ, бензины низкого качества и газойли.

3. Пиролиз - высокотемпературный (750 - 80С) термолиз газообразного, лёгкого или среднедистиллятного углеводородного сырья, проводимый при низком давлении и исключительно малой продолжительности. Основным целевым назначением пиролиза является производство олефин - содержащих газов. В качестве побочного продукта при пиролизе получают высокоароматизированные жидкости широкого фракционного состава с большим содержанием непредельных углеводородов.

4. Процесс получения технического углерода (сажи) - высокотемпературный (свыше 120С) термолиз тяжёлого высокоароматизированного дистиллятного сырья, проводимый при низком давлении и малой продолжительности. Этот процесс можно рассматривать как жёсткий пиролиз, направленный не на получение олефинсодержащих газов, а на производство твёрдого высокодисперсного углерода - продукта глубокого термического разложения углеводородного сырья по существу на составляющие элементы.

5. Процесс получения нефтяных пеков (пекование) - новый внедряемый в отечественную нефтепереработку процесс термолиза (карбонизации) тяжёлого дистиллятного или остаточного сырья, проводимый при пониженном давлении, умеренной температуре (360 - 420 С) и длительной продолжительности. Помимо целевого продукта - пека - в процессе получают газы и керосиногазойлевые фракции.

6. Процесс получения нефтяных битумов - среднетемпературный продолжительный процесс окислительной дегидроконденсации (карбонизации) тяжёлых нефтяных остатков (гудронов, асфальтитов деасфальтизации), проводимый при атмосферном давлении и температуре 250 - 300 С.

В качестве сырья термодиструктивных процессов нефтепереработки, кроме пиролиза, используются остатки прямой перегонки (мазуты, полу - гудроны, гудроны), термического крекинга, пиролиза (смолы), деасфальтизации (деасфальтизат или асфальтит) и высококипящие ароматизированные концентраты и газойли, получаемые на основе дистиллятных продуктов (экстракты масляного производства, тяжёлые газойли каталитического крекинга, коксования, дистиллятные крекинг - остатки и др.). В процессах пиролиза наилучшим видом сырья являются парафиновые углеводороды, дающие максимальный выход олефинов: газообразные (этан, пропан, бутан и их смеси) и жидкие (низкооктановые бензины и керосиногазойлевые фракции). Тяжёлые нефтяные остатки (ТНО) представляют собой сложную многокомпонентную и полидисперсную по молекулярной массе смесь высокомолекулярных углеводородов и гетеросоединений, включающих, кроме углерода и водорода, серу, азот, кислород и металлы, такие как ванадий, никель, железо, молибден и др. Основными компонентами первичных (нативных) ТНО являются масла, смолы (мальтены) и асфальтены. Во вторичных ТНО, подвергнутых термодиструктивному воздействию, могут присутствовать, кроме перечисленных компонентов, карбены и карбоиды.

Качество ТНО как сырья термодиструктивных (а также каталитических) процессов, кроме группового их состава, определяется в значительной степени и содержанием в них гетеросоединений. Как правило, с утяжелением нативных ТНО практически все основные гетероатомные элементы концентрируются в высокомолекулярной их части. Содержание гетеросоединений в ТНО колеблется в широких пределах в зависимости от качества исходной нефти, глубины отбора и технологии получения остатков.

Основными типами сернистых соединений в ТНО являются высокомолекулярные сульфиды с углеводородной частью парафинового, нефтяного, ароматического и смешанного строения, а также гомологи тиофанов и теофенов. Молекулярная масса сернистых соединений составляет 250 - 10000. основная часть сернистых соединений в ТНО связана с ароматическими и смолисто-асфальтовыми структурами, в состав которых могут входить и другие гетероатомы. Проявляются следующие закономерности в распределении гетеросоединений: в нативых ТНО с высоким содержанием смол и асфальтенов (то есть с высокой коксуемостью) содержится больше сернистых, азотистых, кислородных и металлорганических (преимущественно ванадия и никеля) соединений.

Содержание азота в ТНО составляет 0,2 - 0,6 % масс. Установлено, что азотосодержащие соединения в ТНО относятся преимущественно к структурам с третичным атомом азота. Среди них преобладают алкил- и циклоалкилпроизводные пиридинов, хинолинов, акридинов и нейтральные соединения типа пиррола, индола и карбазола. В остатках высокосернистых нефтей распределение основных азотистых соединений примерно следующее (в % от общего их содержания):

Хинолины и их нафтеновые гомологи 50 - 70.

Бензохинолины и их нафтеновые гомологи 25 - 40.

Бензтиозолы и их нафтеновые гомологи 7 - 15.

Кислородные соединения в ТНО входят в состав смол и асфальтенов.

Основная часть металлорганических соединений концентрируется также в смолисто-асфальтовых компонентах ТНО. В масляной части ванадий практически полностью отсутствует, а часть никеля присутствует в дистиллятах. Содержание ванадия в ТНО тем больше, чем выше содержание серы, а никеля - чем выше содержание азота. В ТНО малосернистых нефтей содержание никеля выше, чем ванадия. Установлено, что основное количество ванадия и никеля представлено в нефтяных остатках в виде металлорганических соединений непорфиринового характера (например, 62 и 60 % соответственно в мазуте ромашкинской нефти), а меньшая их часть - в виде металлопорфириноввых комплексов (27 и 33 % соответственно).

На практике для оценки качества сырья термодиструктивных процессов, пользуются такими показателями как, вязкость, температура размягчения, индекс корреляции, плотность, коксуемость, элементарный состав, групповой химический состав.

Пиролиз.

Назначение процессов пиролиза, получивших в современной мировой нефтехимии широкое распространение, является производство низших олефинов, преимущественно этилена, являющихся ценным сырьём (мономером) для синтеза важнейших нефтехимических продуктов.

Процесс пиролиза в зависимости от целевого назначения может быть направлен на максимальный выход этилена (этиленовые установки), пропилена или бутиленов и бутадиена. Наряду с газом в процессе образуется некоторое количество жидкого продукта, содержащего значительные количества моноциклических (бензол, толуол, ксилолы и др.) и полициклические (нафталин, антрацен и др.) ароматические углеводородов.

Получаемый при пиролизе этилен используется для производства оксида этилена, этилового спирта, полимеров (полиэтилена), стирола, пластмасс и др.

Пропилен является исходным мономером для производства полипропилена, акрилонитрила и бутадиена.

Основные направления использования жидких продуктов пиролиза - бензола и других ароматических углеводородов, нефтеполимерных смол, как компонент автобензинов, котельных топлив, сырья для производства технического углерода, пеков, высококачественных коксов и др.

Сырьём в процессах пиролиза служат газообразные и жидкие углеводороды: газы, лёгкие бензиновые фракции, газоконденсаты, рафинаты каталитического риформинга и реже керосиногазойлевые фракции.

От сырья и технологического режима пиролиза зависят выходы продуктов. Наибольший выход этилена получается при пиролизе этана. По мере утяжеления сырья выход этилена снижается и увеличивается выход жидких продуктов -- смол пиролиза.

Из технологических параметров на выход низших олефинов наибольшее влияние оказывает температура, время контакта и парциальное давление углеводородов в реакционной зоне.

При данной температуре с увеличением времени контакта (ф) концентрация олефина в пиролизе (следовательно, и его выход) растёт, достигает максимального значения при фопт, затем падает. С повышением температуры величина максимума выхода олефинов растёт, и этот максимум достигается при меньших значениях фопт. Причём для каждого индивидуального олефина имеется свой оптимальный режим пиролиза, обеспечивающий максимум его выхода (этиленовый, пропиленовый или бутиленовые режимы пиролиза).

Увеличению выхода олефинов способствует также снижение парциального давления сырья в реакционной зоне путём разбавления его водяным паром или, что более эффективно, водородом.

Разбавление сырья пиролиза водяным паром и особенно водородом приводит не только к увеличению выхода этилена, но, и, что исключительно важно, эффективно замедляет скорость вторичных реакций синтеза, приводящих к образованию пироуглерода. Водород в условиях пиролиза является не только разбавителем, но и гидрирующим компонентом, тормозящим образование тяжёлых продуктов конденсации, в том числе пироуглерода.

Промышленное оформление процесса

На современных высокопроизводительных этиленовых установках (ЭП - 300, ЭП - 450 производительностью соответственно 300 и 450 тыс. т этилена в год) применяются мощные пиролизные печи, специально сконструированные для условий интенсивного высокотемпературного нагрева (до 870 - 920 С) с временем пребывания сырья в реакционных змеевиках в пределах 0,01 - 0,1 с. Они характеризуются вертикальным расположением труб радиантных змеевиков в виде однорядного экрана с двухсторонним облучением панельными горелками беспламенного горения (или с факельными горелками с настильным пламенем). Проход по трубам радиантного змеевика организован в виде нескольких (от 4 до 12) параллельных потоков (секций). Каждая секция состоит из нескольких жаропрочных труб (от 3 до 12) длиной от 6 до 16 мм диаметром 75 - 150 мм. Мощность одной пиролизной печи достигает до 50 тыс. т этилена в год.

Следующий по значимости аппарат пиролиза - закалочный аппарат, предназначенный для осуществления быстрого охлаждения продуктов процесса. Ранее для этой цели применяли закалочные аппараты, в которых быстрое охлаждение достигалось за счёт впрыскивания водяного конденсата. На современных пиролизных установках применяют закалочно-испарительные аппараты (ЗИА), представляющие собой газотурбинные котлы-утилизаторы. В результате высокой линейной скорости продуктов пиролиза, движущихся по трубам, предотвращается оседание твёрдых частиц на их стенках, увеличивается коэффициент теплопередачи и достигается быстрое (за 0,015 - 0,03 с) охлаждение до 350 - 400 С. За счёт этого тепла из водяного конденсата, поступающего в ЗИА, регенерируется пар высокого давления (11 - 13 МПа), который отделяется в паросборнике, перегревается до 450 С в одной из секций пиролизной печи и затем используется для турбокомпрессора.

Сырьём установки служит фракция 62 - 180 С прямогонного бензина и фракция 62 - 140 С бензина - рафината каталитического риформинга. Предусмотрен также пиролиз этана и пропана, получаемых в процессе и с заводских ГФУ.

Материальный баланс установки ЭП - 300, % масс.

Продукты.

Водород - метановая фракция 17,7.

Этилен 25,5.

Пропилен 16,2.

Пропан 1,0.

Бутан - бутилены 12,2.

Фракция н.к. - 150 С 19,9.

150 - 250 С 1,5.

Остаток > 250 С 3,3.

Потери 2,7

Технологическая схема.

Бензин после нагрева в теплообменниках подаётся в девять параллельно работающих трубчатых печей (на схеме показана одна), а этан - пропановая фракция подаётся в десятую печь. На выходе из камеры конвекции в сырьё вводится водяной пар в количестве 50 % масс. по бензину и 30 % масс. по этан - пропану. Температура на выходе из змеевиков печи 810 - 840 С, продолжительность реакции 0,3 - 0,6 с. Продукты пиролиза далее поступают в тубы закалочных аппаратов ЗИА. Охлаждённые до 400 С пиропродукты затем направляются в низ промывочной колонны К1, где контакте с охлаждённым квенчингом (фракцией 150 - 250 С) охлаждается до 180 С и отмывается от твёрдых частиц углерода. Тяжёлый конденсат с низа К1 подаётся на ректификацию в колонну К2.

Газы и пары, поднимающиеся из нижней части К1, проходят глухую тарелку и подвергаются ректификации на верхних тарелках колонны. Конденсат с аккумулятора К1 подаётся также в колонну К2. Выходящий с верха колонны К1 пирогаз с парами лёгких фракций пироконденсата охлаждается в водяном холодильнике до 30 С и поступает в газосепаратор С1. Лёгкий конденсат подаётся на орошение верха К1 и на ректификацию К 2. Выводимый с верха С1 пирогаз подаётся на моноэтаноламиновую очистку и далее на ГФУ.

Из К2 выводится с установки пиробензин (фракция н.к. - 150 С), лёгкая смола (150 - 250 С) и тяжёлая смола (> 250 С). Часть лёгкой смолы циркулирует в качестве квенчинга через колонну К1.

Рисунок 6 - Принципиальная схема установки пиролиза бензина: I - сырье; II - конденсат; III - газы пиролиза; IV - бензиновая фракция (н.к. - 150 С); V - легкая смола; VI - тяжелая смола; VII - водяной пар

Термический крекинг.

Процесс термического крекинга тяжёлых нефтяных остатков в последние годы в мировой нефтепереработке практически утратил своё «бенз-инопроизводящее» значение. В настоящее время этот процесс получил новое назначение - термоподготовка дистиллятных видов сырья для установок коксования и производства термогазойля - сырья для последующего получения технического углерода (сажи).

В качестве сырья установки термического крекинга дистиллятного сырья (ТКДС) предпочтительно используются ароматизированные высококипящщие дистилляты: тяжёлые газойли каталитического крекинга, тяжёлая смола пиролиза и экстракты селективной очистки масел.

При ТКДС за счёт преимущества протекания реакций дегидроконденсации аренов, образующихся при крекинге парафино-нафтеновых углеводородов, а также содержащихся в исходном сырье, происходит дальнейшая ароматизация сырья.

Основными целевыми продуктами ТКДС являются термогазойль (фракция 200 - 480 С) и дистиллятный крекинг - остаток - сырьё установок замедленного коксованная - с целью получения высококачественного кокса, например, игольчатой структуры. В процессе получают также газ и бензиновую фракцию.

Наиболее важными показателями качества термогазойля являются индекс корреляции, содержание серы, коксуемость, фракционный состав, вязкость и температура застывания.

Индекс корреляции термогазойля (Ик) принято рассчитывать в зависимости от плотности (d) и средней температуры кипения (Ткип) по формуле

Ик = 474 d - 456,8 + 48640/Ткип.

Между индексом корреляции и коэффициентом арамотизированности (А) сырья установлена следующая зависимость

Ик =0,58 А+9,

где А = К о ·С о;

К о - число ароматических колец в кипотетической молекуле сырья;

С о - содержание углеводорода в циклической структуре, %.

Эта формула даёт удовлетворительные результаты при изменении А в пределах 140 - 200 или Ки в диапазоне 90 - 120.

Выход сажи и её дисперсность зависит прежде всего от индекса корреляции термогазойля. Поэтому потребители газового сырья предъявляют повышенные требования к его ароматизованности и плотности. В термогазойле ограничивают коксуемость, зольность и содержание смолисто - асфальтовых веществ.

Кроме термической ароматизации, индекс корреляции термогазойля возможно значительно повысить путём вакуумной перегонки продукта ТКДС (от 90 до 150 и выше). При этом одновременно с повышением качества термогазойля происходит увеличение его выхода почти вдвое. В этой связи на ряде отечественных НПЗ установки ТКДС были дооборудованы вакуумной колонной.

По технологическому оформлению установки ТКДС практически мало, чем отличаются от своих предшественников - установок двухпечного крекинга нефтяных остатков бензинового профиля. Это объясняется тем, что в связи с утратой бензинопроизводящего назначения крекинг - установок появилась возможность для использования их без существенной реконструкции по новому назначению, переняв при этом богатейший опыт многолетней эксплуатации таких нелёгких в управлении процессов. Причём переход на дистиллятное сырьё, которое выгодно отличается от остаточного сырья меньшей склонностью к закоксовыванию, значительно облегчает эксплуатацию установок ТКДС.

Ещё в ранний период создания крекинг - процессов было установлено, что при однократном крекинге не удаётся достичь требуемой глубины термолиза тяжёлого сырья из-за опасности закоксовывания змеевиков печи и выносных реакционных аппаратов. Большим достижением в совершенствовании их технологии является разработка двухступенчатых систем термического крекинга, в котором в одной из печей проводится мягкий крекинг легко крекируемого исходного сырья, а во второй - жёсткий крекинг более термостойких средних фракций термолиза. На современных установках ТКДС сохранён оправдавший себя принцип двухкратного селективного крекинга исходного сырья и рециркулируемых средних фракций крекинга, что позволяет достичь требуемой глубины ароматизации термогазойля.

Технологическая схема.

Установка состоит из следующих секций: реакторное отделение, включающее печи крекинга тяжёлого П1 и лёгкого П2 сырья и выносную реакционную колонну К1; отделение разделения продуктов крекинга, которое включает испарители высокого давления К2 и низкого К4 давления для отделения крекинг - остатка, комбинированную ректификационную колонну высокого давления К3, вакуумную колонну К5 для отбора вакуумного термогазойля и тяжёлого крекинг - остатка и газосепараторов С1 и С2 для отделения газа от нестабильного бензина.

Исходное сырьё после нагрева в теплообменниках поступает в нижнюю секцию колонны К3. Она разделена на 2 секции полу-глухой тарелкой, которая позволяет перейти в верхнюю секцию только парам. Продукты конденсации паров крекинга в верхней секции накапливаются в аккумуляторе (кармане) внутри колонны. Потоки тяжёлого и лёгкого сырья, отбираемые соответственно с низа и из аккумулятора К3, подаются в змеевики трубчатых печей П1 и П2, где нагреваются до температуры соответственно 500 и 550 С и далее поступают для углубления крекинга в выносную реакционную камеру К1. Продукты крекинга затем направляются в испаритель высокого давления К2. Крекинг - остаток и термогазойль через редукционный клапан поступают в испаритель низкого давления К4, а газы и пары бензино - керосиновых фракций - в колонну К3.