Ахметов А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

6.4.2. Сырье каталитического крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . 642

6.4.3. Подготовка (облагораживание) сырья

каталитического

крекинга. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 645

6.4.4. Катализаторы крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

649

6.4.5. Механизм и химизм каталитического крекинга

. . . . . . . . . 657

6.5. Основы управления процессом каталитического крекинга . . . .

665

6.5.1. Технологические параметры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

665

6.5.2. Типы реакторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

667

6.5.3. Влияние оперативных параметров на материальный

баланс и качество продуктов крекинга. . . . . . . . . . . . . . . 670

6.5.4. Технологическая схема установки каталитического

крекинга

с прямоточным лифт-реактором . . . . . . . . . . . . 671

6.6. Современные и перспективные процессы

каталитического крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 674

6.7. Синтез высокооктановых компонентов бензинов

из газов каталитического крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 676

6.7.1. Каталитическое С-алкилирование изобутана

олефинами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 677

6.7.2. Каталитическое О-алкилирование метанола

изобутиленом . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 688

6.8. Оборудование каталитических процессов

переработки

нефтяного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 694

6.8.1. Реакторы установок каталитического крекинга

. . . . . . . . . 694

6.8.1.1. Аппараты установок

с циркулирующим шариковым

катализатором . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 696

6.8.1.2. Аппараты установок с кипящим (псевдоожиженным)

слоем пылевидного катализатора . . . . . . . . . . . . . . . . 703

6.8.2. Реакторы каталитического алкилирования

. . . . . . . . . . . . 717

Глава 7. Теоретические основы и технология каталитических

гомолитических процессов нефтепереработки . . . . . . . . 719

7.1. Теоретические основы и технология процессов

паровой

каталитической конверсии углеводородов. . . . . . . . . . . . . . . 719

7.2. Окислительная конверсия сероводорода

в элементную серу

(процесс Клауса)

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 724

7.3. Окислительная демеркаптанизация сжиженных газов

и бензиново-керосиновых фракций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 727

Глава 8. Теоретические основы

и технология

гидрокаталитических процессов переработки

нефтяного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 731

8.1. Классификация, назначение и значение

гидрокаталитических процессов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 731

8.2. Теоретические основы и технология процессов

каталитического риформинга. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 733

8.2.1. Химизм и термодинамика процесса

. . . . . . . . . . . . . . . . 734

8.2.2. Катализаторы и механизм их каталитического

действия. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 737

8.2.3. Основы управления процессом . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

740

8.2.4. Промышленные установки каталитического

риформинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 749

8.2.5. Установки каталитического риформинга

со стационарным слоем катализатора . . . . . . . . . . . . . . . 751

8.2.6. Установки каталитического риформинга

с непрерывной регенерацией катализатора . . . . . . . . . . . . 753

8.3. Каталитическая изомеризация

пентан-гексановой

фракции бензинов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 755

8.3.1. Теоретические основы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

755

8.3.2. Основные параметры процесса

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 757

8.3.3. Установки изомеризации фракции н. к. – 62 °С . . . . . . . . . 757

8.4. Теоретические основы и технология

каталитических

гидрогенизационных процессов облагораживания

нефтяного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 760

8.4.1. Краткие сведения об истории развития

гидрогенизационных процессов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 760

8.4.2. Химизм, термодинамика и кинетика реакций

гидрогенолиза гетероорганических соединений сырья . . . . 762

8.4.3. Катализаторы гидрогенизационных процессов

и механизм их действия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 766

8.4.4. Основы управления гидрогенизационными процессами . . . 771

8.4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания

дистиллятных фракций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 774

8.4.6. Процессы гидрооблагораживания нефтяных остатков . . . . 780

8.5. Каталитические процессы гидрокрекинга нефтяного сырья

. . . 783

8.5.1. Особенность химизма и механизма реакций

гидрокрекинга. Катализаторы процесса . . . . . . . . . . . . . . 784

8.5.2. Основные параметры процессов гидрокрекинга

. . . . . . . . . 788

8.5.3. Гидрокрекинг бензиновых фракций

. . . . . . . . . . . . . . . . 790

8.5.4. Новые технологические процессы производства

автобензинов с ограниченным содержанием бензола

и олефинов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 791

8.5.5. Процессы селективного гидрокрекинга . . . . . . . . . . . . . . 793

8.5.6. Гидрогенизация керосиновых фракций . . . . . . . . . . . . . .

794

8.5.7. Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля . . . . . . . . . . . .

796

8.5.8. Гидрокрекинг вакуумного дистиллята при 15 МПа. . . . . . . 798

8.5.9. Гидрокрекинг высоковязкого масляного сырья . . . . . . . . . 801

8.5.10. Гидрокрекинг остаточного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . 802

8.5.11. Некаталитические гидротермические процессы

переработки тяжелых нефтяных остатков

(гидровисбрекинг, гидропиролиз, дина-крекинг,

донорно-сольвентный крекинг) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 803

8.5.12. Краткие сведения об экстракционных процессах

облагораживания моторных топлив . . . . . . . . . . . . . . . . 806

8.6. Особенности конструкций технологического оборудования

гидрокаталитических процессов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 807

8.6.1. Реакторы гидроочистки дизельных топлив. . . . . . . . . . . . 808

8.6.2. Реакторы каталитического риформинга. . . . . . . . . . . . . . 812

Глава 9. Современное состояние и актуальные проблемы

нефтепереработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 815

9.1. Краткая характеристика и классификация НПЗ . . . . . . . . . . 815

9.2. Основные принципы проектирования НПЗ. . . . . . . . . . . . . . 819

9.3. Современные проблемы технологии переработки

нефтяных остатков в моторные топлива . . . . . . . . . . . . . . . . 823

9.4. Основные принципы углубления переработки нефти

и поточные схемы нефтеперерабатываюших заводов

топливного профиля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 829

9.5. Проблемы экологизации технологии в нефтепереработке . . . . . 840

9.6. Основные тенденции и современные проблемы

производства высококачественных моторных топлив . . . . . . . 847

9.7. Современное состояние и тенденции развития

нефтеперерабатывающей промышленности мира и России . . . . 859

Рекомендуемая литература

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 868

ПРЕДИСЛОВИЕ

Наступившее столетие ставит перед человечеством исключитель-

но серьезную глобальную проблему, связанную с истощением извле

каемых запасов нефтяного сырья. В настоящее время в мире ежегод

но добывается и перерабатывается более 3 млрд т нефти и 2,5 трлн м

природного газа при их оставшихся запасах около 140 млрд т и 155

трлн м

соответственно. Одновременно во всем мире ужесточаются эко-

логические требования к качеству выпускаемых нефтегазопродуктов.

Поэтому должны расширяться производства высооктановых автобен

зинов с ограниченным содержанием ароматических углеводородов, ди

зельных топлив со сверхнизким содержанием серы, высокоиндексных

смазочных масел и др. В этой связи нефтепереработка должна переори

ентироваться на более эффективную, экологически и технологически

безопасную, энергосберегающую и глубокую переработку нефтяного

сырья и рациональное использование нефтепродуктов, прежде всего

высококачественных моторных топлив.

России после распада СССР досталось 26 морально и физически

устаревших НПЗ с отсталой технологией, низкой глубиной переработ

ки нефти, слабой оснащенностью вторичными, прежде всего каталити

ческими, процессами и сильно изношенным оборудованием. Задачи,

стоящие перед отечественной нефтегазоперерабатывающей отраслью

в области углубления переработки углеводородного сырья, повыше

ния качества выпускаемых нефтепродуктов и обеспечения надежности

оборудования и безопасности технологических процессов, требуют от

специалистов-нефтегазопереработчиков глубоких знаний теории, пере

довой технологии и оборудования процессов НПЗ.

Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных

заведений нефтегазового профиля, обучающихся по специально

стям: 250400 «Химическая технология природных энергоносителей

и углеродных материалов» и 171700 «Оборудование нефтегазопере

работки».

Книга будет полезна для повышения квалификации инженеров-

технологов и инженеров-механиков, для подготовки бакалавров, ма

гистров и кандидатов наук, для сотрудников научно-исследовательских

и проектных институтов в области нефтегазопереработки.

Глава 1

ОСНОВЫ ФИЗИКОХИМИИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

1.1. Современное состояние нефтегазового комплекса мира

и России

Трудно представить современную мировую экономику без энергии,

транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники,

средств автоматизации, космической техники и т. д

., основой развития

которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Уровень

развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс

и часто определяет политику государства.

Экономически наиболее значимой составной частью ТЭК ныне яв-

ляется нефтегазовый комплекс (НГК). НГК включает нефтегазодобы

вающую, нефтегазоперерабатывающую, нефтегазохимическую отрасли

промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопро

водный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти, газоконден

сата, природного газа и продуктов их переработки.

Нефть и газ – уникальные и исключительно полезные ископаемые.

Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях

промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском

строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти

и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как

пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные

и строительные битумы, моющие средства и многое другое. Не зря

нефть называют «черным золотом».

Ресурсы и месторождения нефти. Мировые извлекаемые запасы

нефти оцениваются в 141,3 млрд т (табл. 1.1). Этих запасов при нынеш

них объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4 % расположе-

но в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона харак

терно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация

их преимущественно на уникальных (более 1 млрд т) и гигантских (от

300 млн до 1 млрд т) месторождениях с исключительно высокой про

дуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире

по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено

более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти

в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби – арабские

страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мировых

запасов.

Таблица 1.1 – Доля отдельных регионов и стран

в мировых извлекаемых запасах

и добыче нефти и газа в 2002 г. (%)

Регионы и страны

Нефть Газ

Запасы Добыча Запасы Добыча

Мир

100

(141,3 · 10

т)

100

(3,37 · 10

т)

100

(154,9 · 10

)

100

(2,45 · 10

)

Америка 14,52 25,51 12,72 34,53

США 2,10 8,64 3,06 21,68

Канада 0,47 3,02 1,12 7,31

Венесуэла 7,55 4,49 2,69 1,34

Мексика 2,61 4,47 – 2,00

Бразилия 0,82 1,67 – –

Западная Европа 1,66 9,47 2,90 11,26

Великобритания 0,48 3,73 0,49 4,36

Норвегия 0,92 4,77 0,81 2,21

Нидерланды – – 1,14 2,92

Восточная Европа

и бывший СССР

5,68 11,93 36,60 30,27

Россия 4,71 9,59 31,08 24,8

Казахстан 0,53 1,00 – –

Азербайджан 0,11 0,41 – –

Туркменистан 0,05 0,21 1,85 1,39

Узбекистан 0,06 0,23 1,21 2,06

Украина 0,04 0,11 – –

Румыния 0,09 0,18 – 0,90

Ближний Восток 66,47 31,85 33,90 8,39

Саудовская Аравия 25,13 11,86 3,90 2,14

Иран 8,70 5,46 14,85 2,34

Ирак 10,9 3,81 – –

Кувейт 9,11 2,62 1,0 –

Абу-Даби 8,94 2,82 4,0 –

Африка 6,90 10,34 7,20 4,96

Ливия 2,86 3,37 0,85 0,31

Нигерия 2,33 3,01 2,27 0,33

Алжир 0,89 1,20 2,92 3,49

Египет 0,29 1,20 – –

Регионы и страны

Нефть Газ

Запасы Добыча Запасы Добыча

Ангола 0,53 1,10 – –

Страны АТР

* 4,24 10,85 6,:7 10,60

Китай 2,33 4,80 0,88 1,10

Индонезия 0,48 1,88 1,32 2,80

Австралия 0,29 1,04 – –

Малайзия 0,29 1,02 1,49 1,69

Индия 0,47 0,(6 – –

* АТР – Азиатско-Тихоокеанский регион.

Второе место среди регионов мира занимает Американский конти-

нент – 14,5 % мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупны

ми запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина

и Бразилия. Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,9 %,

в т. ч. в Ливии – 2,9 , Нигерии – 2,3 и Алжире – 0,9 % .

В Западной Европе крупные месторождения нефти и газа распо

ложены в акватории Северного моря, главным образом в британских

(0,5 млрд т) и норвежских (1,5 млрд т) территориях.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе промышленными запасами

нефти обладают Китай (2,35 %),

Индонезия (0,5 %), Индия, Малайзия

и Австралия (в сумме 1 % от мировых).

Восточно-Европейские бывшие социалистические страны и бывший

СССР владеют 5,8 % извлекаемых запасов нефти, в т. ч. бывший СССР –

5,6, Россия – 4,76 %, т

. е. 6,64 млрд т.

Ресурсы и месторождения природного газа. Мировые извлекаемые

запасы природного газа оцениваются в 154,9 трлн м

. Ресурсов газа при

нынешних темпах его добычи хватит на 63,1 года. По разведанным запа

сам природного газа первое место в мире занимает Россия – 31 %. Одна

треть общемировых его запасов приходится на Ближний и Средний

Восток, где он добывается преимущественно попутно с нефтью, т

. е. на

страны

, обладающие крупными месторождениями нефти: Иран (14,9 %

от общемировых запасов –

2-е место в мире), Абу-Даби (4,0 %), Сау-

довская Аравия (3,9 %) и Кувейт (1,0 %).

В Азиатско-Тихоокеанском регионе значительными ресурсами газа

обладают Индонезия, Малайзия и Китай.

Достаточно большие запасы (7,2 %) газа размещены в Африке, прежде

всего в таких странах, как Алжир (2,9 %), Нигерия (2,2 %) и Ливия (0,9 %).

Продолжение таблицы 1.1

На американском континенте обнаружено 12,7 % от общемировых

запасов природного газа, в т

. ч. США – 3,1 % (5-е место), Венесуэла –

2,7 %, Канада – 1,1 %.

Западная Европа обладает 2,9 % от мировых запасов природного

газа, в т

. ч. Норвегия – 0,8 %, Нидерланды – 1,1 % и Великобритания –

0,5 % .

Добыча нефти. Главные нефтедобывающие регионы мира – страны,

обладающие крупными ресурсами нефти. По объему добычи нефти пер

вые места в мире занимали до 1974 г. – США, затем до 1989 г. – бывший

СССР, а с

1995 по 2000 гг. – Саудовская Аравия. Как видно из табл. 1.1,

в настоящее время Россия по этому показателю занимает 1-е место

в мире

. В десятку крупных нефтедобывающих стран мира (добываю-

щих более

100 млн т/г) входят еще Иран, Китай, Норвегия, Венесуэла,

Мексика, Ирак, Великобритания, Ливия, Канада и Нигерия.

В 2005 г. добыча нефти в некоторых странах бывшего СССР со-

ставила (в млн т): Казахстан – 61, Азербайджан – 22, Туркмения – 9,5 .

Как видно из табл. 1.2 , Россия с начала нового столетия интенсив

но наращивает добычу нефти, несмотря на ограниченность ее запасов

(~ 7 млрд т).

Таблица

1.2. – Динамика добычи нефти и газа в России

в 2000–2005 гг.

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Нефть, млн т 324 348 380 422 459 470

Газ, млрд м

583 580 595 604 623 641

Россия, экспортируя более половины произведенной нефти, все более

становится нефтегазосырьевым придатком развитых стран. Большин

ство отечественных месторождений нефти ныне находится на стадии

исчерпания активных рентабельных запасов. Непрерывно растет об

водненность нефтяных месторождений, которая в среднем по России

составляет 82 %. Низок среднесуточный дебит одной скважины (около

7 т), только высокая цена нефти на мировом рынке позволяет временно

считать такие дебиты рентабельными. Высока изношенность оборудо

вания нефтегазового комплекса страны. В ближайшем будущем Россия

обречена работать с трудно извлекаемыми и малодебитными месторож

дениями нефти. Из-за недальновидного свертывания геолого-разведоч

ных работ очень мала вероятность ввода в разработку новых крупных,

типа Западно-сибирских, высокодебитных месторождений в ближайшие

два-три десятилетия. В этой связи нельзя считать оправданной прово-

дящуюся руководством страны и нефтяными компаниями политику

резкого ускорения темпов добычи нефти без компенсации восполнения

ее ресурсов, что приведет к хищнической выработке остаточных запасов

и серьезным негативным последствиям для экономики следующих по

колений россиян. Назрела необходимость для законодательного установ

ления ограничительных квот как на добычу, так и экспорт нефти и газа

Добыча природного газа

. По объемам добычи газа в мире со значи-

тельным отрывом от других стран лидируют бывший СССР и США.

В число крупных газодобывающих стран мира входят Канада, Велико

британия, Индонезия, Нидерланды, Алжир, Норвегия, Иран, Мексика

и Узбекистан.

Динамика добычи природного газа в России в

2000–2005 гг. приве-

дена в табл. 1.2 , откуда следует, что производство газа, который по срав

нению с нефтью значительно менее исчерпан, непрерывно возрастает

и достигло 641 млрд м

. Разумеется, такие высокие объемы газодобычи

в стране, в отличие от нефтяной отрасли, экономически оправданы, по

скольку обоснованы исключительно большими его ресурсами.

1.2. Краткие сведения о химическом составе нефти

и ее фракций

1.2.1. Элементный и фракционный состав нефти

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жид

кость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфи

ческим запахом.

С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпо

нентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых

углеводородов различного химического строения с числом углеродных

атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы,

азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу неф

ти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсужде

ние можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах

«среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный

состав нефтей: 82,5

…87 % углерода; 12,5…14,5 % водорода; 0,05…0,35, ред-

ко до 0,7 % кислорода; до 1,8 % азота и до

5,3, редко до 10 % серы. Кроме

названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень

многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многоком

понентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соеди

нений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на

индивидуальные соединения со строго определенными физическими

константами, в частности температурой кипения при данном давлении.

Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдель

ные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью.

Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами.

В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные неф-

тяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся темпера

туре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не

температурой кипения, а температурными пределами начала кипения

(н

. к.) и конца кипения (к. к.). При исследовании качества новых нефтей

(т. е. составлении технического паспорта нефти) их фракционный состав

определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректи

фикационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ

11011–85).

Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и по

строить по результатам фракционирования так называемую кривую

истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура – вы

ход фракций в % мас., (или % об.). Отбор фракций до 200

°С проводится

при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом

во избежание термического разложения. По принятой методике от на

чала кипения до

300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные

фракции до температуры к. к. 475

…550 °С. Таким образом, фракционный

состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание

в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получе

ния товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных

топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соот

ветствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный

состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по

фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержа

нию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство

нефтей содержит 15

…25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С,

…55 % фракций, перегоняющихся до 300…350 °С. Известны месторож-

дения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до

350 °С). Так,

самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения

Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты

Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью

(85

…90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти,

в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти

Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным

способом, отсутствуют фракции, выкипающие до

180 °С, а выход свет-