Ахметов А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

821

сокращения численности обслуживающего персонала (т. е. повыше-

ния производительности труда) за счет централизации управления,

более высокого уровня автоматизации и механизации и т. д.;

— снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следова

тельно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Считается, что на НПЗ средней мощности (5…7 млн т/год) каждый

процесс должен быть представлен одной технологической установкой.

Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между про

цессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования

к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сро

ку службы катализаторов. В современной практике проектирования

и строительства НПЗ большой мощности (10…15 млн т/год) предпо

чтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый

процесс представлен двумя одноименными технологическими уста

новками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены

при данной мощности НПЗ, может быть представлен одной технологи-

ческой установкой (алкилирование, коксование, висбрекинг, производ

ство серы и др.).

Технологическая структура маслоблоков НПЗ топливно-масля-

ного профиля, в отличие от топливных производств, характеризуется

небольшим разнообразием, но многочисленностью. Наиболее распро

страненная схема масляной переработки нефти состоит из следующей

последовательности процессов:

— атмосферно-вакуумной перегонки маслянистой нефти (АВТМ) с от

бором обычно двух-трех узких дистиллятных фракций и гудрона;

— деасфальтизации гудрона;

— селективной очистки масляных фракций и деасфальтизата;

— депарафинизации рафинатов;

— гидроочистки (или контактной очистки) депарафинированных ра

финатов.

Поскольку процедуре очистки подвергается раздельно каждая из

отбираемых на АВТМ узких масляных фракций, проектировщики

маслоблоков располагают ограниченной возможностью как для укруп

нения единичной мощности технологических процессов, так и для их

комбинирования.

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного про

филя, равной 12 млн т/год, на основании технико-экономических рас

четов и опыта эксплуатации современных отечественных и зарубежных

заводов принята оптимальной мощность головной установки АВТ, рав

ная 6 млн т/год.

822

Наиболее часто комбинируют следующие процессы: ЭЛОУ-АВТ

(AT), гидроочистка бензина — каталитический риформинг, гидроочистка

вакуумного газойля — каталитический крекинг — газоразделение, серо

очистка газов — производство серы; вакуумная перегонка — гидроочист

ка — каталитический крекинг — газофракционирование; деасфальтиза

ция — селективная очистка, депарафинизация — обезмасливание и др.

В отечественной нефтепереработке разработаны следующие модели

комбинированных установок (табл. 9.2):

1) неглубокой переработки нефти ЛК-6у — производительностью

6 млн т/год;

2) углубленной переработки нефти ГК-3 — производительностью

3 млн т/год;

3) переработки вакуумного газойля Г-43-107 — производительностью

2 млн т/год;

4) переработки мазута КТ-1, включающая в свой состав комбиниро

ванную установку Г-43-107 и секции вакуумной перегонки мазута

и висбрекинга гудрона;

5) переработки мазута КТ-1y, отличающаяся от КТ-1 использованием

процесса легкого гидрокрекинга вместо гидроочистки вакуумного

газойля;

6) переработки мазута КТ-2, которая отличается от КТ-1y использо

ванием вместо обычной вакуумной перегонки глубоковакуумной

перегонки с отбором фракции 350…540 °С (и отсутствием процесса

висбрекинга).

Модели 1–4 внедрены на ряде НПЗ страны и показали высокую

эффективность. Так, по сравнению с набором отдельно стоящих уста

новок, на комбинированной установке КТ-1 капитальные и эксплуата

ционные затраты ниже соответственно на 36 и 40 %, площадь застройки

меньше в 3 раза, а производительность труда выше в 2,5 раза.

С использованием высокопроизводительных комбинированных

установок, а именно ЛК-6у и КТ-1, были в последние годы сооружены

и пущены в эксплуатацию высокоэффективные НПЗ нового поколе

ния в г. Павлодаре, Чимкенте и Чарджоу, на которых осуществляется

углубленная переработка нефти. В их состав, кроме ЛК-6у и КТ-1, до

полнительно входят такие процессы, как алкилирование, коксование,

производство водорода, серы, битума и т. д. Тенденция к укрупнению

единичной мощности и комбинированию нескольких процессов харак

терна не только для нефтеперерабатывающей промышленности. Она

является генеральной линией развития и других отраслей промыш

ленности, таких как нефтехимическая, химическая, металлургия и др.

823

Таблица 9.2 — Набор технологических процессов, входящих

в состав отечественных комбинированных

установок

Технологический процесс ЛК-6у ГК-3 Г-43-107 КТ-1 КТ-1y КТ-2

ЭЛОУ-АТ

+ — — — — —

ЭЛОУ-АВТ — + — — — —

Вакуумная перегонка мазута — — — + + —

Глубоковакуумная перегонка

мазута

—

Вторичная перегонка бензина — + — — — —

Гидроочистка бензина

+ + — — — —

Гидроочистка керосина + — — — — —

Гидроочистка

дизельного топлива + — — — — —

Гидроочистка

вакуумного газойля — — + + — —

Легкий гидрокрекинг

вакуумного газойля — — — — + +

Каталитический риформинг

бензина + — — — — —

Каталитический крекинг

вакуумного газойля — + + + + +

Газофракционирование

+ + + + + +

Висбрекинг гудрона — + — + + —

9.3. Современные проблемы технологии

переработки нефтяных остатков в моторные топлива

В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой эконо-

мики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее запасов в мире

(~140 млрд т) при сохранении нынешнего уровня добычи (~3,2 млрд т)

хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при

нынешнем уровне добычи ~500 млн т/год) хватит лишь на 14…15 лет.

Запасы ее в последнее десятилетие практически не восполнялись но

выми геологическими открытиями месторождений типа Самотлора,

и к тому же они истощались в результате неэффективной разработки

и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 1999 гг. темпы при

роста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи

уменьшились с 1,81 до 0,42. К тому же в ближайшие два-три десятилетия

мы обречены работать с трудноизвлекаемыми низкорентабельными за

824

пасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выра-

ботанности начальных запасов нефти. Так, степень выработанности на

чальных запасов нефти по разрабатываемым месторождениям Западной

Сибири составляет ныне 38,7 %, по Волго-Уральскому региону — 68,8,

Северному Кавказу — 82. Выработанность наиболее крупных место

рождений превысила: Самотлорского — 68, Федоровского — 63, Ма

монтовского — 74, Ромашкинского — 86 и Арланского — 84 %. С ростом

выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти,

снижаются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность из

влекаемой нефти в среднем по России в настоящее время 82 %. Дебиты

добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более

чем в 5 раз, при этом в некоторых регионах (Татнефть, Башнефть, Пермь

нефть) их уровень составляет около 5 т/сут.

Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России

становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как

и в годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефть в боль

ших объемах (более половины добычи). Не исключено, что если свое-

временно не покончить с ошибочными представлениями о «неиссякае

мости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через несколько

десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природных ресур

сов и последующее поколение россиян будет вынуждено синтезировать

ее из твердых горючих ископаемых.

Эффективность переработки добываемой нефти в России, США

и Западной Европе в 1999 г. показана в табл. 9.3. Из нее следует, что

нефтепереработка России существенно отстает как по объему и глубине

переработки нефти, так и по превращению ее в моторные виды топлива.

Таблица 9.3 — Показатели нефтеперерабатывающего комплекса

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

Показатель США

Западная

Европа

Россия Мир

Добыто нефти, млн т 284 298 304 3228

Переработка, млн т 787 686 168 3228

Глубина переработки нефти, % мас.

93,0 87 64,7 80

Произведено моторных топлив,

млн т/год (%):

в т. ч. бензинов

дизельных топлив

реактивных топлив

569 (72,3)

330 (42,0)

168 (21,9)

71 (9,0)

294,5 (42,9)

130 (19)

132 (19,2)

32,5 (4,7)

74 (44,1)

24 (14,3)

43 (25,6)

7 (4,2)

—

825

В условиях реально наступающего дефицита нефти и возрастаю-

щих сложностей по ее извлечению из недр земли, а также при наличии

в достаточных количествах газового и угольного топлива для сжигания

в топках котлов существующая практика нерационального расходова

ния нефтяных ресурсов не может быть оправдана. Нефть должна пол

ностью и без остатка перерабатываться с получением только высокока

чественных и экологически чистых продуктов, прежде всего моторных

топлив, высокоиндексных смазочных масел и сырья для нефтехими

ческого синтеза. Стратегическим направлением развития нефтепере

работки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную пере

работку нефти и значительное сокращение объемов экспорта. При этом

тепло- и электроэнергетику России, обладающей большими запасами

газа (более трети мировых) целесообразно перевести на более эколо

гически чистые и ресурсообеспеченные «голубое» и ядерное топлива.

Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, не

смотря на многократное принятие государственных программ по этой

проблеме, практически не повышалась и «застыла» на уровне 64…65 %.

Остальную ее треть в виде сернистого и высокосернистого котельных

топлив сжигали и продолжают сжигать на тепло- и электростанциях,

выбрасывая в воздушный бассейн огромные количества токсичных ок

сидов серы и азота. В настоящее время и в перспективе нет альтернати

вы рациональному и комплексному использованию нефти и глубокой

«безостаточной» ее переработке.

При нынешнем состоянии техники и технологии нефтепереработки

отечественные НПЗ способны превратить в моторное топливо лишь

дистиллятные фракции нефти, выкипающие до 500 °С (~2/3 ее части).

Остальная треть нефти в виде гудрона традиционно используется как

котельное топливо, битум, нефтяные пеки, сырье коксования и т. д.

Непреодолимым до сих пор техническим барьером для глубокой

и безостаточной ее переработки являлись проблемы, связанные, во-

первых, с избытком углерода и, во-вторых, с повышенным содержанием

в нефтяных остатках металлов, являющихся необратимыми ядами для

катализаторов.

Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содержит

меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усред

ненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86 % угле

рода, 12,7 водорода и 1,3 гетероатомов (преимущественно серы). Со

держание водорода в бензине (с суммарным содержанием ароматики

25 %) и дизельном топливе составляет соответственно 14 и 13,3 % мас.

При соотношении бензин : дизельное топливо 1 : 1,5 (характерном

826

для России) содержание Н

в усредненном моторном топливе соста-

вит 13,6 %. Следовательно, для превращения нефти в моторные топлива

и удаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н

из-

вне в количестве 1 % мас. на исходную нефть. При этом теоретический

выход моторных топлив можно довести до 98...99 %. Однако гидри

рование высокомолекулярных составляющих нефти (типа мазутов

и гудронов) с низким содержанием водорода (в гудроне его ~ 10…11 %)

потребует проведения гидрокаталитических процессов при температу

рах ~450 °С, чрезвычайно высоких давлениях (20…30 МПа) и с исклю

чительно большими расходами дорогих катализаторов из-за быстрого

их отравления металлами, сконцентрированными в нефтяных остатках.

Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработ

ки нефтяных остатков экономически и технически бесперспективны

для отечественной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы

(например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углуб-

ленной переработки деасфальтизированных и деметаллизированных

нефтяных остатков или высококипящих дистиллятных фракций нефти

типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей.

В мировой нефтепереработке преобладают технологические процес

сы, основанные на удалении из нефтяных остатков избытка углерода

и перераспределении содержащегося в исходной нефти водорода. Рас

четы по балансам водорода показывают, что для производства моторных

топлив теоретически потребуется удалить из усредненной нефти 5,3 %

стопроцентного углерода или 5,5 % углерода в виде нефтяного кокса,

кокса на катализаторе, адсорбенте или контакте. Таким образом, пре

дельный выход моторных топлив из усредненной нефти составит ~ 93 %.

Фактический выход моторных топлив будет обусловливаться ка

чеством перерабатываемой нефти, прежде всего элементным, фракци

онным и химическим ее составом. Разумеется, при переработке легких

нефтей или газоконденсатов этот показатель будет выше 93 %, а из тя

желых сернистых и высокосернистых нефтей (типа арланской) выход

моторных топлив составит не более 90 %.

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифи

цированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние

годы — глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфаль

то-смолистых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая зна

чительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на

ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограничиваются неглубокой пере

работкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов,

как битум, нефтяной пек и котельное топливо.

827

Из процессов глубокой химической переработки гудронов, основан-

ных на удалении избытка углерода, в мировой практике наибольшее

распространение получили следующие:

1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производства

кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое сырье

для последующего изготовления анодов, графитированных электро

дов для черной и цветной металлургии, а также низкокачественных

дистиллятных фракций моторных топлив и углеводородных газов;

2) термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непрерывный

процесс коксования в кипящем слое (за рубежом — флюид-крекинг,

целевым назначением которого является получение дистиллятных

фракций, газов и побочного порошкообразного кокса, используемого

как малоценное энергетическое топливо;

3) комбинированный процесс ТКК с последующей парокислород

ной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (процесс

«Флексикокинг» с получением кроме дистиллятов синтез-газов;

4) процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтяных

остатков после их предварительной деасфальтизации и деметалли

зации (ДА и ДМ) посредством следующих некаталитических про

цессов:

— сольвентной ДА и ДМ (процесс «Демекс» фирмы ЮОП, «Розе»

фирмы «Керр-Макги» и др.) с получением деасфальтизатов

с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов

и трудноутилизируемого остатка — асфальтита; они характери

зуются высокой энергоемкостью, повышенными капитальными

и эксплуатационными затратами;

— процессы термоадсорбционной ДА и ДМ (процессы APT в США,

в Японии НОТ и ККИ, АКО, ЗД и др.) с получением облагоро

женного сырья для последующей каталитической переработки;

— высокотемпературные процессы парокислородной газификации

тяжелых нефтяных остатков с получением энергетических или

технологических газов, пригодных для синтеза моторных топлив,

производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы

характеризуются исключительно высокими капитальными и экс

плуатационными затратами.

Перечисленные выше процессы, за исключением замедленного кок

сования, не предусматриваются в государственных программах строи-

тельства и развития нефтепереработки России на ближайшую пер

спективу. В то же время на многих НПЗ страны осуществляется стро

ительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отметить, что

828

в этом процессе не происходит удаление избыточного углерода гудрона,

осуществляется лишь незначительное снижение вязкости остатка, что

позволяет несколько уменьшить расход дистиллятного разбавителя

при получении котельного топлива.

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в мо

торные топлива наиболее приемлемы, по мнению авторов книги, термо

контактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах

крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природ

ного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах

с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облаго

раживание и каталитическую переработку.

С. А. Ахметовым и профессором Ж. Ф. Галимовым разрабатывают

ся технологические и конструктивные основы перспективного термо-

адсорбционного процесса безостаточной переработки ТНО под назва

нием экспресс-термоконтактный крекинг (ЭТКК)

. Сущность этого

технически легко реализуемого процесса состоит в его высокой интен

сивности, достигаемой в условиях кратковременности (доли секунды)

контакта тонкодиспергированного нефтяного сырья с дешевым при

родным адсорбентом при температуре 510…530 °С в реакторе циклон

ного типа с последующей окислительной регенерацией закоксованного

адсорбента.

В реакторе осуществляется легкая (экспресс) конверсия, деметал

лизация и частичная декарбонизация без чрезмерного крекирования

сырья с образованием преимущественно газойлевого дистиллята,

направляемого для последующей каталитической переработки в мо

торные топлива (процессами каталитического крекинга или гидро

крекинга).

Предлагаемый процесс позволяет осуществлять безостаточную

экобезопасную переработку любого тяжелого нефтяного остатка или

битуминозных нефтей без ограничения требований к их качеству по

коксуемости, сернистости и металлосодержанию.

В качестве контактного адсорбента, на котором сорбируются ме

таллы ТНО (никель, ванадий и др.), применяются пылевидные и по

рошкообразные природные рудные и нерудные материалы и отходы

их переработки (железорудный концентрат, огарок обжига колчедана,

горелая порода, каолин), а также отработанный катализатор крекинга.

Часть отработанного контакта непрерывно выводится из системы его

циркуляции между реактором и регенератором.

Известия вузов. Нефть и газ. — 2003.— № 3.— С. 129.

829

Технологический режим процесса ЭТКК мазута следующий:

В реакторе:

температура 510…520 °С;

время контакта 0,05…0,1 с;

кратность циркуляции адсорбента 7…15 кг/кг;

В регенераторе:

температура 650…750 °С

Примерный материальный баланс ЭТКК при переработке 47 % ма-

зута западно-сибирской нефти (в % мас.):

Сухой газ + H

S 1,5

Газ С

–С

Бензин (н. к. – 195 °С)

6,5

Легкий газойль (195…350 °С)

Тяжелый газойль (>350 °С)

67,5

Кокс 8

Потери 0,5

9.4. Основные принципы углубления переработки нефти

и поточные схемы нефтеперерабатываюших заводов

топливного профиля

Нефтеперерабатывающие заводы неглубокой переработки неф-

ти (НПЗ НГП) характеризуются наиболее простой технологической

структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами

по сравнению с НПЗ углубленной или глубокой нефтепереработки.

Основной недостаток НПЗ НГП — большой удельный расход ценного

и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефте

продуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ — ко

тельное топливо, дизельное топливо, автобензин (при необходимости

печное топливо), сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторных

топлив ограничивается потенциальным содержанием их в исходной

нефти. Строительство НПЗ НГП могут позволить лишь страны, рас

полагающие неограниченными ресурсами нефти, такие как Саудовская

Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России,

обладающая скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), долж

на ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработ

ку нефти.

830

Типовая блок-схема

НПЗ неглубокой переработки сернистой неф-

ти представлена на рис. 9.1.

Как видно из рис. 9.1, технологическая структура НПЗ НГП представ

ляет собой по существу тот же набор технологических процессов, кото

рые входят в состав комбинированной установки ЛК-6у (см. табл. 9.2).

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки —

углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в ко

личествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном

сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмос

ферной перегонки — мазута.

В мировой практике при углубленной и глубокой переработке нефти

исключительно широкое распространение получили схемы переработ

ки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки

с последующей каталитической переработкой вакуумного (или глубо

ковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.

Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка —

гудрона — при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом.

Технология химической переработки вакуумного газойля в нефтепе

реработке давно освоена и не представляет значительных технических

трудностей.

Под термином блок-схема понимают определенную последовательность техно-

логических процессов НПЗ.

Нефть

ЭЛОУ–АТ

АО

ВПБ

ГО

КЛАУ

ГФ

Мазут (>350 ˚C)

180...350 ˚

–С

н. к. – 62 ˚C

62...85 ˚C

85...180 ˚C

Дизт

опливо

Котельное топливо

ГИЗ

СГК

КР

КГДП

бензин

изомеризат

бензин СТК

бензин КР+Н

дизтопливо

зимнее

Сера

Рис. 9.1. Блок-схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти

(комбинированной центровки ЛК-6у):

ВПБ – вторичная перегонка бензина, АО – аминная очистка, ГФУ – газофракционная установка,

ГО – гидроочистка, КР – каталитический риформинг, СГК – селективный гидрокрекинг, КГДМ – ка

талитическая гидродепарафинизация