Ахметов и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа (2006)

сокращения численности обслуживающего персонала (т.е. повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т.д.;

—снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, 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 процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10…15 млн т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть представлен одной технологическойустановкой(алкилирование,коксование,висбрекинг,производство серы и др.).

Технологическая структура маслоблоков НПЗ топливно-масля- ного профиля, в отличие от топливных производств, характеризуется небольшим разнообразием, но многочисленностью. Наиболее распространенная схема масляной переработки нефти состоит из следующей последовательности процессов:

—атмосферно-вакуумнойперегонкимаслянистойнефти(АВТМ)сот- бором обычно двух-трех узких дистиллятных фракций и гудрона;

—деасфальтизации гудрона;

—селективной очистки масляных фракций и деасфальтизата;

—депарафинизации рафинатов;

—гидроочистки (или контактной очистки) депарафинированных рафинатов.

Поскольку процедуре очистки подвергается раздельно каждая из

отбираемых на АВТМ узких масляных фракций, проектировщики маслоблоков располагают ограниченной возможностью как для укрупнения единичной мощности технологических процессов, так и для их комбинирования.

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн т/год, на основании технико-экономических расчетовиопытаэксплуатациисовременныхотечественныхизарубежных заводовпринятаоптимальноймощностьголовнойустановкиАВТ,равная 6 млн т/год.

821

Наиболее часто комбинируют следующие процессы: ЭЛОУ-АВТ (AT),гидроочисткабензина—каталитическийриформинг,гидроочистка вакуумногогазойля—каталитическийкрекинг—газоразделение,серо- очисткагазов—производствосеры;вакуумнаяперегонка—гидроочист- ка — каталитический крекинг — газофракционирование; деасфальтизация — селективная очистка, депарафинизация — обезмасливание и др.

Вотечественнойнефтепереработкеразработаныследующиемодели 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)переработкивакуумногогазойляГ-43-107—производительностью 2 млн т/год;

4)переработки мазута КТ-1, включающая в свой состав комбинированную установку Г-43-107 и секции вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона;

5)переработкимазутаКТ-1y,отличающаясяотКТ-1использованием процесса легкого гидрокрекинга вместо гидроочистки вакуумного газойля;

6)переработки мазута КТ-2, которая отличается от КТ-1y использованием 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 установок, на комбинированной установке КТ-1 капитальные и эксплуатационные затратынижесоответственно на36 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 поколения в г. Павлодаре, Чимкенте и Чарджоу, на которых осуществляется углубленная переработка нефти. В их состав, кроме ЛК-6у и КТ-1, дополнительно входят такие процессы, как алкилирование, коксование, производство водорода, серы, битума и т.д. Тенденция к укрупнению единичной мощности и комбинированию нескольких процессов характерна не только для нефтеперерабатывающей промышленности. Она является генеральной линией развития и других отраслей промышленности, таких как нефтехимическая, химическая, металлургия и др.

822

Таблица 9.2 — Набор технологических процессов, входящих

в состав отечественных комбинированных установок

9.3.Современные проблемы технологии переработки нефтяных остатков в моторные топлива

Внаступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики 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 новыми 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 прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшилисьс1,81до0,42.Ктомужевближайшиедва-тридесятилетия мы обречены работать с трудноизвлекаемыми низкорентабельными за-

823

пасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. Так, степень выработанности начальныхзапасовнефтипоразрабатываемымместорождениямЗападной Сибири составляет ныне 38,7%, по Волго-Уральскому региону — 68,8, Северному Кавказу — 82. Выработанность наиболее крупных месторождений превысила: Самотлорского — 68, Федоровского — 63, Мамонтовского — 74, Ромашкинского — 86 и Арланского — 84%. С ростом выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти, снижаютсядебитыскважинитемпыотборазапасов.Обводненностьизвлекаемой нефти в среднем по России в настоящее время 82%. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чемв5раз,приэтомвнекоторыхрегионах(Татнефть,Башнефть,Пермьнефть) их уровень составляет около 5 т/сут.

Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как

ив годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефть в больших объемах (более половины добычи). Не исключено, что если своевременно не покончить с ошибочными представлениями о «неиссякаемости,неисчерпаемостиидешевизненашейнефти»,точерезнесколько десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природных ресурсовипоследующеепоколениероссиянбудетвынужденосинтезировать ее из твердых горючих ископаемых.

Эффективность переработки добываемой нефти в России, США

иЗападной Европе в 1999 г. показана в табл. 9.3. Из нее следует, что нефтепереработкаРоссиисущественноотстаеткакпообъемуиглубине переработкинефти,такипопревращениюеевмоторныевидытоплива.

824

В условиях реально наступающего дефицита нефти и возрастающих сложностей по ее извлечению из недр земли, а также при наличии

вдостаточных количествах газового и угольного топлива для сжигания

втопках котлов существующая практика нерационального расходования нефтяных ресурсов не может быть оправдана. Нефть должна полностью и без остатка перерабатываться с получением только высококачественных и экологически чистых продуктов, прежде всего моторных топлив, высокоиндексных смазочных масел и сырья для нефтехимического синтеза. Стратегическим направлением развития нефтепереработки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную переработкунефтиизначительноесокращениеобъемовэкспорта.Приэтом тепло- и электроэнергетику России, обладающей большими запасами газа (более трети мировых) целесообразно перевести на более экологически чистые и ресурсообеспеченные «голубое» и ядерное топлива.

Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, несмотря 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 оксидов серы и азота. В настоящее время и в перспективе нет альтернативы 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,сизбыткомуглеродаи,во-вторых,сповышеннымсодержанием

внефтяных остатках металлов, являющихся необратимыми ядами для катализаторов.

Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содержит меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усредненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86% углерода, 12,7 водорода и 1,3 гетероатомов (преимущественно серы). Содержание 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

825

для России) содержание Н2 в усредненном моторном топливе составит13,6%.Следовательно,дляпревращениянефтивмоторныетоплива

иудаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н2 извне в количестве 1% мас. на исходную нефть. При этом теоретический выход моторных топлив можно довести до 98...99%. Однако гидрирование высокомолекулярных составляющих нефти (типа мазутов

игудронов) с низким содержанием водорода (в гудроне его ~10…11%) потребует проведения гидрокаталитических процессов при температурах ~450°С, чрезвычайно высоких давлениях (20…30 МПа) и с исключительно большими расходами дорогих катализаторов из-за быстрого ихотравленияметаллами,сконцентрированнымивнефтяныхостатках. Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработки нефтяных остатков экономически и технически бесперспективны для отечественной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы (например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углубленной переработки деасфальтизированных и деметаллизированных нефтяныхостатковиливысококипящихдистиллятныхфракцийнефти типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей.

Вмировойнефтепереработкепреобладаюттехнологическиепроцессы, основанные на удалении из нефтяных остатков избытка углерода

иперераспределении содержащегося в исходной нефти водорода. Расчетыпобалансамводородапоказывают,чтодляпроизводствамоторных 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, предельныйвыходмоторныхтопливизусредненнойнефтисоставит~93%.

Фактический выход моторных топлив будет обусловливаться качеством перерабатываемой нефти, прежде всего элементным, фракционным и химическим ее составом. Разумеется, при переработке легких нефтей или газоконденсатов этот показатель будет выше 93%, а из тяжелых сернистых и высокосернистых нефтей (типа арланской) выход моторных топлив составит не более 90%.

Наибольшуютрудностьвнефтепереработкепредставляетквалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы — глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфаль- то-смолистых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на рядеНПЗстраныизарубежомчастоограничиваютсянеглубокойпереработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котельное топливо.

826

Изпроцессовглубокойхимическойпереработкигудронов,основанных 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 дляпоследующегоизготовленияанодов,графитированныхэлектродов 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,газовипобочногопорошкообразногококса,используемого как малоценное энергетическое топливо;

3)комбинированный процесс ТКК с последующей парокислородной (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 деметаллизации (ДА и ДМ) посредством следующих некаталитических процессов:

—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 характеризуются высокой энергоемкостью, повышенными капитальными и эксплуатационными затратами;

—процессытермоадсорбционнойДАиДМ(процессыAPTвСША, в Японии НОТ и ККИ, АКО, ЗД и др.) с получением облагороженного сырья для последующей каталитической переработки;

—высокотемпературные процессы парокислородной газификации тяжелых нефтяных остатков с получением энергетических или технологическихгазов,пригодныхдлясинтезамоторныхтоплив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы

характеризуютсяисключительновысокимикапитальнымииэксплуатационными затратами.

Перечисленные выше процессы, за исключением замедленного коксования, не предусматриваются в государственных программах строительства и развития нефтепереработки России на ближайшую перспективу. В то же время на многих НПЗ страны осуществляется строительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отметить, что

827

вэтомпроцессенепроисходитудалениеизбыточногоуглеродагудрона, осуществляется лишь незначительное снижение вязкости остатка, что позволяет несколько уменьшить расход дистиллятного разбавителя при получении котельного топлива.

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторныетопливанаиболееприемлемы,помнениюавторовкниги,термоконтактныепроцессы,осуществляемыеприповышенныхтемпературах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку.

С.А.Ахметовым и профессором Ж.Ф.Галимовым разрабатываются технологические и конструктивные основы перспективного термоадсорбционного процесса безостаточной переработки ТНО под названием экспресс-термоконтактный крекинг (ЭТКК) 1. Сущность этого технически легко реализуемого процесса состоит в его высокой интенсивности, достигаемой в условиях кратковременности (доли секунды) контакта тонкодиспергированного нефтяного сырья с дешевым природным адсорбентом при температуре 510…530°С в реакторе циклонноготипаспоследующей окислительной регенерацией закоксованного адсорбента.

Вреакторе осуществляется легкая (экспресс) конверсия, деметаллизация и частичная декарбонизация без чрезмерного крекирования сырья с образованием преимущественно газойлевого дистиллята, направляемого для последующей каталитической переработки в моторные топлива (процессами каталитического крекинга или гидрокрекинга).

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.

Вкачестве контактного адсорбента, на котором сорбируются металлы ТНО (никель, ванадий и др.), применяются пылевидные и порошкообразные 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.

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

828

Технологический режим процесса ЭТКК мазута следующий:

Примерный материальный баланс ЭТКК при переработке 47% мазута западно-сибирской нефти (в% мас.):

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 нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ — котельное 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, располагающиенеограниченнымиресурсаминефти,такиекакСаудовская Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России, обладающаяскромнымизапасаминефти(менее5%отмировых),должна ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработку нефти.

829

Типовая блок-схема 2 НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рис. 9.1.

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 – каталитическая гидродепарафинизация

Каквидноизрис.9.1,технологическаяструктураНПЗНГПпредставляет собой по существу тот же набор технологических процессов, которые входят в состав комбинированной установки ЛК-6у (см. табл. 9.2).

Осуществлениетехнологииследующейступенинефтепереработки— углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки — мазута.

Вмировойпрактикеприуглубленнойиглубокойпереработкенефти исключительно широкое распространение получили схемы переработки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки с последующей каталитической переработкой вакуумного (или глубоковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.

Количествотрудноперерабатываемоготяжелогонефтяногоостатка— гудрона — при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом. Технология химической переработки вакуумного газойля в нефтепереработке давно освоена и не представляет значительных технических трудностей.

2Под термином блок-схема понимают определенную последовательность технологических процессов НПЗ.

830