книги / Технология глубокой переработки нефти и газа

Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким использо­ ванием вторичных процессов, таких, как каталитический крекинг (*-36 %), каталитический риформинг (~19 %), гидроочистка и гидро­ обессеривание (~47%j>, гидрокрекинг (9,3%), коксование, алкилиро­ вание, изомеризация и др. Наиболее массовый продукт НПЗ США - автобензин (42 % на нефть). Соотношение бензин:дизельное топли­ во составляет 2:1. Котельное топливо вырабатывается в минималь­ ных количествах - 8 % на нефть. Глубокая (~93 %) степень перера­ ботки нефти в США обусловлена применением прежде всего ката­ литического крекинга вакуумного газойля и мазутов, гидрокрекин­ га и коксования. По мощностям этих процессов США существенно опережают другие страны мира.

Из промышленно развитых стран наиболее крупные мощности Н П З имеют: в Западной Европе - Италия, Франция, Германия и Великобритания; в Азии - Япония и Китай. НПЗ развитых стран Западной Европы и Японии характеризуются меньшей, чем у США, глубиной переработки нефти, что обусловливается необходимостью по климатическим условиям производства большого количества печ­ ного топлива.

Соотношение бензин:дизельное топливо на НПЗ Западной Ев­ ропы в пользу дизельного топлива, поскольку в этих странах осуще­ ствляется интенсивная дизелизация автомобильного транспорта. По насыщенности Н П З вторичными процессами, прежде всего углуб­ ляющими переработку нефти, западно-европейские страны значи­ тельно уступают США. Доля углубляющих нефтепереработку про­ цессов (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг и алкилирование) на Н П З США и Западной Европы составляет со­ ответственно 72 и 43%.

Для увеличения выхода моторных топлив в Западной Европе реализуется программа широкого наращивания мощностей процес­ сов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталити­ ческого крекинга, а также гидрокрекинга и коксования. Поскольку в США действующих мощностей каталитического крекинга доста­ точно для удовлетворения спроса на бензин, его строительство в пос­ ледние годы замедлилось, зато наращиваются мощности по произ­ водству дизельного топлива, особенно гидрокрекинга.

В странах-экспортерах нефти наиболее крупными мощностями НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и

661

Иран. Характерная особенность нефтепереработки в этих странах - низкая глубина переработки нефти (выход светлых около 45 %) и со­ ответственно малая насыщенность Н П З вторичными процессами. Однако в последние годы и среди них наметилась тенденция к углуб­ лению нефтепереработки. Так, доля каталитического крекинга на НПЗ Бразилии и Венесуэлы к 1994 г. достигла соответственно 27 и 20 %.

Н П З бывшего СССР, построенные до 1950 г., были ориентиро­ ваны на достаточно высокую глубину переработки нефти. В 1960 - 70-х гг. в условиях наращивания добычи относительно дешевой не­ фти в Урало-Поволжье и Западной Сибири осуществлялось строи­ тельство новых НПЗ преимущественно по схемам неглубокой и час­ тично углубленной Переработки нефти, особенно в Европейской ча­ сти страны. Развитие отечественной нефтепереработки шло как ко­ личественно, то есть путем строительства новых мощностей, так и качественно - за счет строительства преимущественно высокопро­ изводительных и комбинированных процессов и интенсификации действующих установок. Причем развитие отрасли шло при ухуд­ шающемся качестве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высоко­ сернистых нефтей достигла -84 %) и неуклонно возрастающих тре­ бованиях к качеству выпускаемых нефтепродуктов.

В последние годы до распада Советского Союза правительство

СССР основное внимание уделяло строительству новых высокоэф­ фективных НПЗ последнего поколения в союзных республиках: Литве (Мажейкяйский, 1984 г. пуска мощностью 13,3 млн т); Казах­ стане (Чимкентский, 1984 г. пуска мощностью 6,6 млн т, Павлодарс­ кий, 1978 г. пуска мощностью 8,3 млн т); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска мощностью 6,5 млн т) на базе комбинированных уста­ новок ЛК-бу, КТ-1 и др. России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них 8 было пущено в эксплуатацию до второй мировой войны, 5 - построены до 1950 г., еще 9 - до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет и, естественно, требуют обновления оборудования и технологии (табл. 11.11). Разумеется, российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощностей ката­ литических процессов, повышающих глубину переработки нефти и качество выпускаемых нефтепродуктов.

Наиболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо (~30 %). Вторым по объему выпуска нефтепро­ дуктов является дизельное топливо (~25,6%). Объем производства

662

Таблица 11.11

Проектная характеристика НПЗ России

Н аличие (+) вторичны х процессов переработки

Мо­

ГК - гидрокрекинг, ЗК - замедленное коксование, КР - каталитический риформинг, ГО - гидроочистка, БМ и ММ - битумные и масляные производства соответственно.

663

бензинов (~14,3%) ниже, чем дизельного топлива (соотношение бензин:дизельное топливо составляет ~1:1,8). Глубина переработки не­ фти за последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уровне 65%.

Из анализа приведенных в табл. 11.11 данных и сопоставле­ нии их с данными табл. 11.5 можно констатировать, что по осна­ щенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, Н П З страны значительно отстают от разви­ тых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтепере­ работку процессов коксования, каталитического и гидрокрекинга в нефтепереработке России составляет всего 14,7 %, то есть в ~ 4 раза ниже, чем на Н П З США. Надо еще отметить, что более поло­ вины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком вакуумной перегонки мазута. В составе отечественных Н П З нет ни одного внедренного процесса по каталитической переработке гудронов в моторные топлива. Эксплуатируемые на двух Н П З установки гидрокрекинга приспособлены лишь для переработки вакуумных газойлей.

На отечественных НПЗ более менее благополучно положение с оснащенностью процессами облагораживания топливных фракций нефти, такими, как каталитический риформинг и гидроочистка, что позволяет обеспечить выпуск удовлетворительно качественных неф­ тепродуктов.

Однако несмотря на заметное повышение качества нефтепродук­ тов надо отметить, в настоящее время мы уступаем лучшим миро­ вым достижениям по качеству ряда нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также по таким важнейшим технико-экономическим показателям процессов, как металлоемкость, энергозатраты, зани­ маемая площадь, по уровню автоматизации производства, числен­ ности персонала и др. Причем даже разработанные и внедренные в последние годы высокопроизводительные процессы и каталитичес­ кие системы существенно уступают по этим показателям лучшим зарубежным аналогам. Неудовлетворительно обстоит дело на НПЗ и в отношении отбора светлых нефтепродуктов от потенциала, что приводит к значительному недобору дизельных фракций на атмос­ ферных колоннах. Отечественные катализаторы значительно усту­ пают зарубежным аналогам по активности, стабильности, селектив­ ности и другим показателям.

664

Впоследние годы в переработку стали широко вовлекать газо­

вые конденсаты. Основные его запасы находятся в районах Запад­ ной Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В

районах добычи выделенный газовый конденсат подвергается ста­ билизации, при этом из него удаляются фракции С, - С4и частично С5. Образующийся стабильный газовый конденсат содержит в основ­ ном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 °С). Себестои­ мость добычи газоконденсата в 2 - 4 раза ниже себестоимости добы­ чи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее нефте­ продуктов. Газовые конденсаты по сравнению с традиционными не­ фтями имеют еще то преимущество, что их переработка позволяет без значительных капитальных затрат существенно повысить глу­ бину переработки нефти и выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиновые и дизельные фракции.

Вбольшинстве случаев бензиновые фракции обладают низкими октановыми числами и подвергаются дополнительному облагоражи­ ванию. Керосиновые и дизельные фракции газового конденсата За­ падной Сибири в основном соответствуют требованиям ГОСТа на товарную продукцию, а в случае получения зимних и арктических сортов топлива их подвергают процессу депарафинизации.

Внекоторых случаях из газовых конденсатов Сибири и Дальне­ го Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах дизельное топливо, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны. Основная трудность при переработке газового конденсата, добыва­ емого в районах Западной Сибири и Европейского Севера, заключа­ ется в обеспечении стабильности его поставок на Н П З из-за удален­ ности промыслов от транспортных магистралей. Сложные пробле­ мы возникают при переработке газовых конденсатов и легких неф­ тей Прикаспийской низменности (Оренбургская, Уральская, Гурь­ евская и Астраханская области). Характерная особенность химичес­ кого состава газовых конденсатов - это наличие в них аномально высоких концентраций меркаптановой серы - в пределах 0,1-0,7 % масс, при содержании общей серы до 1,5 %. Этот показатель позво­

665

ляет выделить сернистые газовые конденсаты и сопутствующие им легкие нефти в особый класс меркаптансодержащего нефтяного сы­ рья, которое недопустимо, однако, смешивать с традиционными не­ фтями. Ожидаемый объем поставки на НПЗ таких видов сырья (карачаганакский и оренбургский газоконденсаты, жанажольские и Тен­ гизские легкие нефти) до 2000 г. составил около 25 млн т/год. Мер­ каптансодержащие виды нефтяного сырья требуют более тщатель­ ной подготовки на установках их обессоливания и разработки спе­ циального комплекса мероприятий для защиты оборудования тех­ нологических установок от коррозии. Вследствие высокого содержа­ ния в бензинах, керосинах и дизельных фракциях как меркаптановой, так и общей серы они должны подвергаться гидроочистке или демеркаптанизации процессами типа «Мерокс», основанными на эк­ стракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации меркаптидсодержащих щелочных растворов.

Одной из острейших на НПЗ России является проблема быст­ рейшего обновления и модернизации устаревшего оборудования, машин и отдельных процессов с доведением их до современного ми­ рового уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, за­ мена физически и морально устаревших технологических процес­ сов на более совершенные в техническом и более чистые в экологи­ ческом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефтяного сырья.

Исходя из изложенного выше, с учетом ключевых проблем оте­ чественной нефтепереработки на перспективу можно сформулиро­ вать следующие основные задачи:

-существенное углубление переработки нефти на основе вне­ дрения малоотходных технологических процессов производства вы­ сококачественных экологически чистых моторных топлив из тяже­ лых нефтяных остатков как наиболее эффективного средства сокра­ щения ее расхода;

-дальнейшее повышение и оптимизация качества нефтепродуктов;

-дальнейшее повышение эффективности технологических про­ цессов и НПЗ за счет технического перевооружения производств, совершенствования технологических схем, разработки и внедрения высокоинтенсивных ресурсе- и энергосберегающих технологий, ак­ тивных и селективных катализаторов;

-опережающее развитие производства сырьевой базы и продук­ ции нефтехимии;

666

- освоение технологии и увеличение объема переработки газо­ вых конденсатов, природных газов и других альтернативных источ­ ников углеводородного сырья и моторных топлив.

Развитие отрасли будет реализовываться на основе укрупнения единичных мощностей энерготехнологического комбинирования процессов и комплексной автоматизации с применением ЭВМ с обес­ печением требуемой экологической безопасности производств. Эти направления являются генеральной линией технической политики нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в стране.

Вопросы

1.Дайте определение, краткую характеристику НПЗ и его клас­ сификацию по ассортименту выпускаемых нефтепродуктов.

2.Что характеризует такой показатель НПЗ, как глубина перера­ ботки нефти (ГПН)? Дайте классификацию НПЗ по признаку ГПН.

3.Какие технологические процессы входят или могут входить в состав НПЗ различной глубины переработки нефти?

4.Перечислите этапы проектирования Н П З и их задачи.

5.Какие основные экономические и технологические принципы используются при проектировании современных НПЗ?

6.Перечислите типовые модели современных отечественных комбинированных установок переработки нефти и их технологичес­ кий состав.

7.Приведите и проанализируйте поточные схемы НПЗ: а) не­ глубокой; б) углубленной; в) глубокой; г) безостаточной переработ­ ки нефти.

8.Сопоставьте различные технологические варианты переработ­ ки вакуумного (глубоковакуумного) газойля и укажите их достоин­ ства и недостатки.

9.Приведите схему нетопливной переработки гудронов.

10.Рассмотрите и проанализируйте технологические варианты переработки гудрона после его деасфальтизации.

11.Перечислите технологические процессы НПЗ:

а) повышающие качество нефтепродуктов; б) углубляющие неф­ тепереработку.

667

12. Обоснуйте объективную необходимость глубокой переработ­

13.Приведите углерод-водородный баланс для нефтяных остат­ ков и моторных топлив.

14.Дайте классификацию загрязнителей природы и назовите источники загрязнителей атмосферы, гидо- и литосферы.

15.Укажите основные направления экологизации химико-тех­ нологических процессов.

16.Как влияет на экологическую безопасность глубокая перера­ ботки нефти?.

17.Укажите масштабы и динамику мирового потребления мо­ торных топлив и основные направления решения проблемы их де­ фицита.

18.Укажите основные мировые тенденции в производстве авто­ бензинов.

19.Каково влияние на экономику производства высокооктано­ вых бензинов отказ от их этилирования?

20.Сопоставьте примерный компонентный состав отечественных

изарубежных автобензинов и укажите характерные их особенности.

21.Объясните, мощности каких технологических процессов нехватает на отечественных НПЗ для производства высокооктановых бензинов с ограниченным содержанием аренов?

22.Укажите основные мировые тенденции в производстве дизель­ ных топлив.

23.Перечислите и кратко охарактеризуйте технологические спо­ собы и процессы производства низкозастывающих дизельных топг

лив.

24.Как повлияет на экономику и экологическую безопасность требования по организации производства дизельных топлив с содер­ жанием серы менее 0 ,0 5 % масс.?

25.Назовите источники для производства альтернативных мо­ торных топлив и укажите перспективы реализации.

26.Проанализируйте химмотологические свойства и перспекти­ вы расширения потребления природного газа в качестве моторного топлива.

27.Каковы достоинства , недостатки, перспективы и тенденции мирового потребления кислородсодержащих соединений в качестве моторного топлива?

668

Рекомендуемая литература

1.Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа: 4.1. М.: Химия, 1972. 360 с.

2.СмидовичЕ.В. Технология переработки нефти и газа: 4.2. М.: Химия, 1980. 328 с.

3.Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа: Ч.З.

М.: Химия, 1978. 424 с.

4.Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г.А. Ластовкина,

Б.Д.Радченко, М.Г.Рудина. М.: Химия, 1986. 648 с.

5.Адашянефти и газа /Под ред. В.А.Проскурякова, А.Б.Дробкина. Л.: Химия, 1989. 424 с.

6.М агарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. Л.: Химия, 1985. 285 с.

7.Гуреев А.А., Ф укс И.Г., Л аш хи В.Л. Химмотология. М.: Хи­ мия, 1986. 368 с.

8.Ж оровЮ .М . Термодинамика химических процессов: Справоч­ ник. М.: Химия, 1985. 464 с.

9.Альбом технологических схем процессов переработки нефти

игаза / Под ред. Б.И. Бондаренко. М.: Химия, 1983. 128 с.

10.К рекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катали­ заторах / Под ред. С.А.Хаджиева. М.: Химия, 1982. 280 с.

11.Химическая технология твердых горючих ископаемых / Под

ред. Г.Н.Макарова и Г.Д.Харламповича. М.: Химия, 1986.496 с.

12.Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепере­ работке. М.: Химия, 1981. 352 с.

13.М аслянский Г.Н., Ш апиро Р.Н. Каталитический риформинг бензинов. Л.: Химия, 1985. 225 с.

14.Радченко Б.Д., Нефедов Б.К., А лиев Р.Р. Промышленные ка­ тализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. М.: Химия, 1987. 304 с.

15.Промышленныеустановки каталитического риформинга/Под ред. Г.А.Ластовкина. Л.: Химия, 1984. 232 с.

16.Левинтер М.Е., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти.

М.: Химия, 1992. 224 с.

17.Терентьев Г.А., Тюков В.М ., Смоль Ф.В. Моторные топлива из альтернативных сырьевых ресурсов. М.: Химия, 1989. 272 с.

18.Танатаров М .А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А., Воло­ ш ин Н .Д., Золотарев П.А. Технологические расчеты установок пе­ реработки нефти. М.: Химия, 1987. 352 с.

670