![](/user_photo/_userpic.png)
книги / Технология глубокой переработки нефти и газа
..pdfТаблица 11.4
Технологическая структура НПЗ различных типов |
|
|||
Процессы, которые входят ( + ) или могут |
|
Тип НПЗ |
|
|
входить (У)в состав НПЗ |
НГП |
УПН |
гп н |
БОП |
1. Электрообезвоживание и обессиливание |
+ |
+ |
+ |
+ |
2. Атмосферная перегонка |
+ |
+ |
+ |
+ |
3. Гццроизомеризация фр. н.к. - 62 °С |
У |
л/ |
У |
У |
4. Селективный гидрокрекингфр. 62 -85 °С |
У |
У |
У |
У |
5. Каталитический риформингфр. 85-180 °С |
+ |
+ |
+ |
+ |
6 . Гидроочистка керосиновойфракции |
у |
У |
У |
У |
7. Гидроочистка дизельной фракции |
+ |
+ |
+ |
+ |
8 . Аминная очистка газов от сероводорода |
+ |
+ |
+ |
+ |
9. Газофракционирующая установка |
+ |
+ |
+ |
+ |
10. Производство серы |
+ |
+ |
+ |
+ |
11. Вакуумная перегонка |
- |
+ |
V |
У |
12. Гидроочистка вакуумного газойля |
- |
|
У |
У |
3504500-600) °С |
|
|||
|
■*' у ■ |
У |
|
|
13. Легкий гидрокрекинг |
- |
У |
||
14. Каталитический крекинг |
- |
У |
+ |
+ |
15. Гидрокрекинг |
- |
У |
У |
|
16. Алкилирование |
- |
+ |
+ |
+ |
17. Производство метилтретбутилового эфира |
- |
У |
У |
У |
18. Висбрекинг гудрона |
|
У |
- ■ |
- |
19. Глубоковакуумная перегонка |
- |
- |
У |
У |
20. Сольвентная деасфальтизация |
- |
, - |
У |
У |
21. Замедленное коксование |
- |
- |
У |
У |
22. Битумная установка |
- |
- |
У |
У |
23. Термоконтактное коксование |
- |
- |
У |
У |
24. Парокислородоводдушная конверсия |
- |
- |
- |
У |
-процесс парокислородной газификации тяжелых нефтяных ос татков «Покс», в котором из газов газификации получают водород для гидрогенизационных процессов НПЗ или смесь водорода и окси да углерода для синтеза метанола или искусственных жидких топлив;
-комбинированный процесс термоконтактного коксования (ТКК)
ипарокислородовоздушной газификации (ПКВГ) образующегося
631
порошкообразного кокса (процесс «Флексикокинг»), в котором кро ме газов газификации, используемых в тех же направлениях, что и в «Покс», получают значительное количество топливных дистиллятов, которые после соответствующего каталитического облагораживания Являются высококачественными компонентами моторных топлив.
Из вышеперечисленных двух процессов предпочтителен второй, в котором газификации подвергается исключительно концентриро ванный (по углероду) остаток - кокс, выход которого в процессе ТКК почти на порядок меньше, чем количество газифицируемого сырья процесса «Покс» - сложного многоступенчатого и капиталоемкого процесса. К тому же имеется отечественная разработка (технологи ческий проект) процесса ТКК с блоком газификации, выполненная во ВНИИНП более 30 лет назад.
Предпочтительная поточная схема перспективного НПЗ безостаточной переработки нефти (топливного профиля) приведена на рис. 11.8. В состав перспективного НПЗ рекомендованы преимущественно оте чественные процессы, освоенные в промышленном или опытно-про мышленном масштабе и требующие существенно меньших капиталь ных затрат по сравнению с зарубежными процессами, такими как «Хайвал», «Покс», «АРТ» и др.
Из рассмотрения технологической структуры Н П З различных типов (табл. 11.4) следует, что для глубокой и безостаточной перера ботки нефти требуется более высокая степень насыщенности вторич ными процессами как углубления нефтепереработки, так и облагора живания нефтяных фракций. Разумеется, что по мере увеличения ГПН будут возрастать удельные капитальные и эксплуатационные затраты. Однако завышенные затраты на глубокую или безостаточную перера ботку нефтяного сырья должны окупиться за счет выпуска дополни тельного количества более ценных, чем нефтяной остаток нефтепро дуктов, прежде всего моторных топлив.
11.4. Зачем и как перерабатывать нефтяные остатки в моторные топлива
В наступивш ем XXI в. актуальнейш ей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее за-
632
пасов в мире (~140 млрд т) при сохранении нынешнего уровня до бычи (~3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи - 300 млн т/год - хватит лишь на 22 года. Запасы ее в последнее десятилетие прак тически не восполнялись новыми геологическими открытиями ме сторождений типа Самотлора и к тому же они истощались в ре зультате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 1999 год темпы прироста 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 об речены работать с трудно извлекаемыми низко рентабельными запасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. Так, степень вырабо танности начальных запасов нефти по разрабатываемым место рождениям Западной Сибири составляет ныне 38,7 %, по ВолгоУральскому региону - 68,8 %, Северному Кавказу - 82 %. (Выра ботанность наиболее крупных месторождений превысила: Самотлорского - 68 %, Федоровского - 63, Мамонтовсого - 74, Ромашкинского - 86 и Арланского - 84 %). С ростом выработаннос ти естественно растет обводненность добываемой нефти, снижа ются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность из влекаемой нефти в среднем по России в настоящее время состав ляет 82 %. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чем в 5 раз, при этом в некоторых регио нах (Татнефть, Баш нефть, Пермьнефть) их уровень составляет около 5 т/сутки.
Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как
ив годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефти в боль ших объемах (около половины добычи). Не исключено, что если сво евременно не покончить с ошибочными представлениями о «неисся каемости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через не сколько десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природ ных ресурсов, и последующее поколение россиян будет вынуждено синтезировать ее из твердых горючих ископаемых.
Эффективность переработки добываемой нефти в России, США
истранах Западной Европы в 1999 г. показана в табл. 11.5.
633
Таблица 11.5
Показатели нефтеперерабатывающего комплекса мира, США, Западной Европы и России (за 1999 г.)
Показатели |
США |
Западная |
Россия |
Мир |
|
Европа |
|||||
|
|
|
|
||
Добыто нефти, млн т |
284 |
298 |
304 |
3228 |
|
Переработка, млн т |
787 |
6 8 6 |
168 |
3228 |
|
Глубина переработки нефти, % масс. |
93,0 |
87 |
64,7 |
80 |
|
Произведено моторных топлив, млнт/год(%) |
569(723) |
294,5(42,9) |
74(44,1) |
- |
|
бензинов |
330(42,0) |
130(19,0) |
24 (14,3) : |
- - |
|
дизельных топляв |
168 (21,9) |
132(19Д) |
43 (25,6) |
- |
|
реактивных топлив |
71(9,0) |
32,5 (4,7) |
7(4Л) |
- |
Из нее следует, что нефтепереработка России существенно от стает не только по объему и глубине переработки нефти, но и по пре вращению ее в моторные виды топлива.
В условиях реально наступающ его дефицита нефти и возра стающих сложностей по ее извлечению из недр земли, а такж е при наличии в достаточных количествах газового и угольного топлива для сжигания в топках котлов сущ ествующая практика нерационального расходования нефтяных ресурсов не может быть оправдана. Нефть должна полностью и без остатка перера батываться с получением только высококачественных и эколо гически чистых продуктов, прежде всего моторных топлив, вы сокоиндексных смазочных масел и сырья для нефтехимического синтеза. Стратегическим направлением развития нефтеперера ботки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную пе реработку нефти и значительное сокращение объемов экспорта. При этом тепло- и электроэнергетику России, обладающей боль шими запасами газа (более трети мировых) целесообразно пере вести на более экологически чистые и ресурсообеспеченные «го лубое» и ядерное топлива.
Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, несмотря на многократное принятие государственных программ по
634
этой проблеме, практически не повышалась и «застыла» на уровне 64-65 %. Остальная ее треть в виде сернистого и высокосернистого котельных топлив сжигалась и продолжает сжигаться на тепло- и электростанциях, выбрасывая в воздушный бассейн россиян огром ные количества токсичных оксидов серы и азота. В настоящее вре мя и в перспективе нет альтернативы рациональному и комплекс ному использованию нефти и глубокой «безостаточной» ее перера ботке.
При нынешнем состоянии техники и технологии нефтеперера ботки 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 ис пользуется как котельное топливо, битум, нефтяные пеки, сырье кок сования и т.д.
Непреодолимым до сих пор техническим барьером для глубокой и безостаточной ее переработки являлись проблемы, связанные, вопервых, с избытком углерода и, во-вторых, с повышенным содержа нием в нефтяных остатках металлов, являющихся необратимыми яда ми для катализаторов.
Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содер жит меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усредненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86 % углерода, 12,7 % водорода и 1,3 % гетероатомов (преимуще ственно серы). Содержание водорода в бензине (с суммарным содер жанием ароматики 25%) и дизельном топливе составляет соответ ственно 14 и 13,3 % масс. При соотношении бензин:дизельное топли во 1:1,5 (характерном для России) содержание Н 2в усредненном мо торном топливе составит 13,6 %. Следовательно, для превращения нефти в моторные топлива и удаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н2извне в количестве 1 % масс, на исходную нефть. При этом теоретический выход моторных топлив можно до вести до 98-99 %. Однако гидрирование высокомолекулярных состав ляющих нефти (типа мазутов и гудронов) с низким содержанием водорода (в гудроне его ~ 10 -11 %) потребует проведения гидроката литических процессов при температурах ~450 °С и чрезвычайно высоких давлениях (20-30 МПа) и с исключительно большими рас ходами дорогих катализаторов из-за быстрого их отравления метал-
635
лами, сконцентрированными в нефтяных остатках. Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработки нефтяных ос* татков экономически и технически бесперспективны для отечествен ной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы (например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углубленной пе реработки деасфальтизированных и деметаллизированных нефтя ных остатков или высококипящих дистиллятных фракций нефти типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей
В мировой нефтепереработке преобладают технологические про цессы, основанные на удалении из нефтяных остатков избытка уг лерода и перераспределении содержащегося в исходной нефти водо рода. Расчеты по балансам водорода показывают, что для производ ства моторных топлив теоретически потребуется удалить из усред ненной нефти 5,3% стопроцентного углерода или 5,5% углерода в виде нефтяного кокса, кокса на катализаторе, адсорбенте или кон такте. Таким образом, предельный выход моторных топлив из ус редненной нефти составит ~93 %.
Ф актический выход моторных топлив будет обусловливать ся качеством перерабатываемой нефти, прежде всего элемент ным, 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 %
Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет ква лифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы - глубоковакуумной перегонки) с высоким содер жанием асфальтосмолистых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных зат рат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограни чиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котель ное топливо.
Из процессов глубокой химической переработки гудронов, осно ванных на удалении избытка углерода, в мировой практике наиболь шее распространение получили следующие:
1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производ ства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое
636
сырье для последующего изготовления анодов, графитированных электродов для черной и цветной металлургии, а также низкокаче ственных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводород ных газов;
2)термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непре рывный процесс коксования в кипящем слое (за рубежом - флюидкрекинг, целевым назначением которого является получение дистил лятных фракций, газов и побочного порошкообразного кокса, исполь зуемого как малоценное энергетическое топливо;
3)комбинированный процесс ТКК с последующей парокисло родной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (про цесс «Флексикокинг» с получением кроме дистиллятов синтез-га зов;
4)процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтя ных остатков после их предварительной деасфальтизации и деме таллизации (ДА и ДМ) посредством следующих некаталитических процессов:
- сольвентной ДА и ДМ (процесс «Демекс» фирмы «ЮОП», «Розе» фирмы «Керр-Макги» и д р ) с получением деасфальтизатов с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов и трудноутилизируемого остатка - асфальтита; они характеризуются высокой энер гоемкостью, повышенными капитальными и эксплуатационными зат ратами; - процессы термоадсорбционной ДА и ДМ (процессы «АРТ» США, в Японии «НОТ» и «ККИ» и др.) с получением облагороженно го сырья для последующей каталитической переработки;
- высокотемпературные процессы парокислородной газифика ции тяжелых нефтяных остатков с получением энергетических или технологических газов, пригодных для синтеза моторных топлив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы ха рактеризуются исключительно высокими капитальными и эксплуа тационными 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 Н П З страны осуществляется строительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отме тить, что в этом процессе не происходит удаление избыточного угле рода гудрона, осуществляется лишь незначительное снижение вяз
637
кости остатка, что позволяет несколько уменьшить расход дистил лятного разбавителя при получении котельного топлива.
Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы, по мнению автора кни ги, термоконтактные процессы, осуществляемые при повышен ных температурах крекинга и малом времени контакта на по верхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталити ческую переработку.
11.5.Проблемы экологизации технологии
внефтепереработке
Промышленные предприятия топливно-энергетического комп лекса, в том числе химической, нефтеперерабатывающей и нефте химической промышленности, а также автомобильный транспорт в настоящее время являются одними из наиболее крупных источни-
йков загрязнения природы: атмосферы, почвы, водоемов и морей.
*По характеру влияния на природу все загрязнители можно разделить на химические, механические, тепловые, биологичес кие, акустические (шумовые), электромагнитные и радиоактив ные; по физическому состоянию - на газообразные, жидкие, твер дые; по происхождению - на естественные (природные) и антро погенные.
Загрязнения атмосферы. По своим источникам антропогенные
атмосферные загрязнения разделяются на следующие группы:
1) транспортные, связанные прежде всего с выхлопными газами автомобилей. Они содержат оксиды углерода, серы, азота, углеводо роды, канцерогенные полициклические углеводороды и наиболее активный из них 3,4-бензпирен, сажу, а также сильно токсичные продукты, содержащие свинец, хлор, бром. Оксиды углерода, серы и азота в свою очередь в результате взаимодействия с влагой воздуха образуют вторичные загрязнения, так называемые «кислотные дож ди». Сажевые частицы канцерогенны по той причине, что являются хорошим адсорбентом для бензпирена. Вредное воздействие выхлоп ных газов усиливается в связи с тем, что, поступая в приземные слои
638
атмосферы и оседая на почве и концентрируясь на растениях (на пример, свинец в количестве 50 мг на 1 кг сухой биомассы), они за тем попадают в организм животных, человека и становятся возбуди телями канцерогенных заболеваний. Количество выделяемых в ат мосферу транспортных загрязнений зависит от численности и струк туры автомобильного парка, технического состояния автомобиля и двигателя, типа двигателя и вида применяемого топлива, а также условий его эксплуатации.
Ниже приведены показатели для различных типов двигателей по относительным удельным выбросам основных токсичных компонентов:
Д вит т ель |
СО |
(СИ} |
NO |
Сажа |
Бензпирен |
Карбюраторный |
15 |
6 |
2 |
1 |
2 |
Дизельный |
1 |
2 |
1 |
20 |
1 |
Газотурбинный |
1 |
1 |
6 |
1 |
20 |
Мировой автомобильный парк в настоящее время составил око ло 700 млн единиц. Если учесть, что один грузовой автомобиль в сред нем выбрасывает в год около 3 т вредных веществ, то нетрудно под считать, что ежегодные выбросы транспортных загрязнений в атмос феру составят более 2,5 млрд т и что роль автомобильного транспор та как главного источника загрязнения природы непрерывно возра стает.
В настоящее время доля автомобильного транспорта в загрязне нии окружающей среды в ряде городов составляет 30 - 40 %, в круп ных - до 60 %, а в крупнейших городах мира по оксиду углерода превышает 90 %;
2) газовые выбросы ТЭС и котельных. Они содержат примерно те же примеси, что и транспортные загрязнения, а также частички угля, золы и т.д. Природа этих загрязнений изменяется в зависи мости от вида топлива, типа сжигания, режима работы и регули ровки горелок. Из всех атмосферных загрязнений ТЭС наиболее опасны оксиды серы и азота, наносящие сильный вред раститель ности и вызывающие коррозию оборудования и зданий. При оди наковой мощности ТЭС количество выбрасываемого сернистого газа при работе на газе, мазуте и угле находится в соотношениях 1:4,5:11,5. Наиболее экологически чистым топливом ТЭС является природный газ.
639
Не менее опасное воздействие на природу, чем оксиды углерода, азота и серы, оказывают выбросы ТЭС в виде диоксида углерода, вызывая так называемый парниковый эффект. В настоящее время в результате сжигания органических горючих ископаемых на ТЭС в атмосферу Земли ежегодно поступает около 20 млрд т углекислого газа. Содержание его в атмосфере уже сегодня превышает уровень 40-х гг. на 15 -20 %. В результате усиливается процесс поглощения биосферой инфракрасного излучения Солнца и тем самым потепле ния климата Земли. Парниковый эффект может привести к значи тельному изменению атмосферной циркуляции, таянию льдов, за топлению материков и другим глобальным социальным и экономи ческим потрясениям;
3) газовые выбросы промышленных предприятий. Больше всег загрязняют окружающую среду металлургическая, топливно-энер гетическая, нефтехимическая и химическая промышленности. Эти загрязнения весьма разнообразны, и их состав зависит от качества сырья и технологии переработки.
Загрязнения в атмосфере (как и в гидро- и литосфере) распреде ляются неравномерно и имеют локальный характер. Так, загрязне ния в воздушной среде распределены: над промышленными комп лексами - 80%, над городами - 12,9 и над сельской местностью - 1 %. Такой характер распределения выбросов в атмосферу обусловлен излишней концентрацией производственных объектов в некоторых городах, плохой техникой и технологией. В качестве примера при ведены данные о количестве выбросов вредных газов в атмосферу (в тысячах т в год) в некоторых городах в 1988 г.:
Город |
so 2 |
NO |
СО |
В сего |
М агнитогорск |
84 |
34 |
548 |
849 |
Н овокузнецк |
90 |
34 |
502 |
833 |
М ариуполь |
54 |
30 |
573 |
773 |
Уфа |
72 |
25 |
36 |
304 |
Б аку |
18 |
16 |
49 |
421 |
В местах сильного очагового загрязнения атмосферы при небла гоприятных погодных условиях в результате взаимодействия загряз нений и кислорода воздуха под действием ультрафиолетовых лучей может образоваться токсичный туман - «фотохимический смог». При
640