shammazov_ONGD

продуктов и, соответственно, увеличение мощностей первичной переработки нефти.

Таблица 8.1 — Государства—региональные лидеры в области

первичной переработки нефти на 1 января 2001 г.*

* Приведены страны с общим объемом первичной переработки нефти 50 млн т/год и более.

Важный показатель состояния мировой нефтеперерабатывающей про- мышленности—мощности вторичных процессов, обеспечивающих рост доли светлых нефтепродуктов в общем объеме производства. Сведения о них для государств, упомянутых в табл. 8.1, приведены в табл. 8.2.

Из нее видно, что лидерами в области применения вторичных методов для переработки тяжелых прямогонных фракций являются США, Канада, Германия, Италия и Великобритания. Что касается процессов, направленных на увеличение выхода компонентов автомобильного бензина, а также на улучшение их качества (гидрокрекинг, каталитический риформинг и гидроочистка), то их, помимо перечисленных выше стран, широко применяют Япония и Южная Корея.

Таблица 8.2 — Мощность процессов, увеличивающих глубину

переработки нефти и улучшающих качество нефтепродуктов, в различных странах мира на 1 января 2001 года

Информация о крупнейших компаниях-нефтепереработчиках мира по состоянию на 1 января 2001 г. дана в табл. 8.3. Нетрудно видеть, что среди крупнейших компаний больше всего (восемь) представителей США. Семь из двадцати пяти компаний находятся в Азиатско-Тихоокеанском регионе (по две в Китае и Японии, а также по одной в Южной Корее, Японии и Индонезии). Четыре компании — западноевропейские (Нидерланды, Великобритания, Испания и Италия). Таким образом, девятнадцать из двадцати пяти крупнейших нефтеперерабатывающих компаний мира находятся в регионах, являющихся главными потребителями нефти на нашей планете.

Таблица 8.3 — Двадцать пять крупнейших нефтеперерабатывающих

компаний мира (на 1 января 2001 г.)

Для сравнения в табл. 8.4 приведена информация о мощностях первичной переработки и о загрузке НПЗ России.

Из табл. 8.4 видно, что по мощности первичной переработки российским лидером в 2000 г. был ЛУКОЙЛ (23 176,4 тыс. т/год). Далее в порядке убывания следуют ЮКОС (21 810,6), Башнефтехим (20 263,8), Сургут­ нефтегаз (15 965,5) и др. Первая тройка российских компаний-нефтепе- реработчиков по своим показателям близка к мировым лидерам, приведенным в табл. 8.3.

Средний уровень загрузки российских НПЗ в 2000 г. составлял 64 %. Самые высокие показатели обеспеченности нефтью были у «Киришинеф­ теоргсинтез» (95,1 %), Туапсинского НПЗ (88 %) и «Волгограднефтепере­

работка» (86 %), входящих в состав вертикально интегрированных неф­ тяных компаний.

В 2001 г. объем первичной переработки нефти в России составил 177 млн т, а к 2020 г. он возрастет до 200…225 млн т.

Таблица 8.4 — Первичная переработка нефти в России в 2000 г.

Продолжение таблицы 8.4

Об уровне использования методов вторичной переработки нефти компаниями России можно судить по данным табл. 8.5.

Российская нефтеперерабатывающая промышленность располагает избыточными мощностями по производству мазута, дизельного топлива с низким цетановым числом и низкооктанового бензина. Оборудование для выпуска высококачественных бензина и дизельного топлива установлено не везде, а там, где оно есть, используются не самые современные методы глубокой переработки нефти. В результате в 2001 году средняя доля бензина в выпускаемой НПЗ продукции составляла около 16 %, а средняя глубина переработки нефти по стране—71 %.

Одной из особенностей российской нефтеперерабатывающей промышленности является то, что НПЗ, как правило, строились и модернизировались на протяжении нескольких десятилетий, в результате чего они располагают как давно устаревшим, так и сравнительно современным оборудованием. Поэтому задачей нефтеперерабатывающих компаний является не строительство новых, а модернизация уже существующих заводов. В результате этих мер, средняя глубина переработки нефти в России к 2020 году должна возрасти до 85 %.

9. Переработка газов

9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а также в газах, получаемых при переработке нефти.

Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, пес­ ка, окалины и т. д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные— олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.

9.2.Основные объекты газоперерабатывающих заводов

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

1)прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т. д.) газа к переработке;

2)компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

3)отбензинивание газа, т. е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

4)разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды

(пропан, бутаны, пентаны, н-гексан); 5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода.

Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе неф­ тегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается, когда количество исходного сырья невелико.

Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Принципиальная технологическая схема ГПЗ:

1—узел замера количества газа; 2—установка очистки газа;

3—компрессорная станция; 4—отбензинивающие установки; 5—компрессорная станция 2-й ступени; 6—газофракционирующие

установки; 7—товарный парк; 8—пункт отгрузки жидкой продукции; I—пункт приема газа; II—сухой газ потребителям;

III—жидкая продукция потребителям

Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15…0,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

Компрессорная станция I-й ступени 3 предназначена для перекач-

ки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильныйгазовыйбензин,отбензиненныйгазисброснойгаз.Нестабильный

бензиннаправляютнагазофракционирующиеустановки6.Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией II-й ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей.

Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделе-

ния нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам.

9.3. Отбензинивание газов

Для отбензинивания газов используются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и конденсационный методы.

Компрессионный метод Сущность компрессионного метода заключается в сжатии газа компрессорами и после­ дующем его охлаждении в холодильнике. Уже при сжатии тяжелые ком-

поненты газа частично переходят из газовой фазы в жидкую. С пони­ жением температуры выход жидкой фазы из сжатого газа возрастает.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания «жирных» газов, в которых содержится более 1000 г/м3 тяжелых углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов является давление компримирования

2…4 МПа.

Абсорбционный метод Сущность абсорбционного метода состоит в поглощении тяжелых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких погло-

тителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла. При физической абсорбции поглощаемые углеводороды не образуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому обычно физическая абсорбция обратима, т. е. поглощенные компоненты можно выделить из абсорбентов. Этот процесс называется десорбцией. Чередование процессов абсорбции и десорбции позволяет многократно применять один и тот же

поглотитель.