содержание фракций в Зейской нефти

ВВЕДЕНИЕпереработка нефть гидроочистка Нефть и получаемые на её основе разнообразные продукты играют заметную роль в топливно-энергетическом

балансе любого государства и в жизнедеятельности человека в целом.

Развитие человеческого сообщества определяется техническим прогрессом науки и техники. В свою очередь,

разработка и создание новых видов машин и механизмов, новых материалов и продуктов требуют значительного улучшения качества топлив и масел, а также сырья для химической и нефтехимической промышленности. Это накладывает определенный отпечаток на нефтепереработку, развитие которой, начиная с последних десятилетий минувшего столетия, осуществлялось весьма бурными темпами. Появление новых процессов, катализаторов,

оборудования, приборов контроля и автоматизации сделало возможным выпускать на нефтеперерабатывающих заводах высококачественную продукцию, удовлетворяющую современным требованиям человеческого общества.

Особенностью современной нефтеперерабатывающей промышленности является тенденция к углублению переработки нефти, что объясняется ограниченностью её запасов, а также ужесточением экологических требований к нефтепродуктам. Увеличение глубины переработки нефти, т.е. получение дополнительного количества светлых фракций по сравнению с потенциалом, можно достичь только при широком использовании термокаталитических процессов [1].

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ, ФРАКЦИЙ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ Характристика нефти

Данные о Зейской нефти взяты в справочной литературе [2]. Показатели качества нефти представлены в таблицах

1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Потенциальное содержание фракций в Зейской нефти

Таблица 1.2 -показатели качества Зейской нефти

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 [3] по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. По содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть относится ко 2-ому виду:

содержание метил- и этилмеркаптанов - 48 ppm;

содержание сероводорода - 29 ppm.

Шифр нефти: 3.2.3.2 ГОСТ Р 51858-2002.

Характеристика газов Газы С1-С2, получаемые на установке АВТ отправляем в топливную сеть завода, газы С3-С4 используем в

качестве сырья установки пиролиза.

В таблице 1.3 представлена характеристика газов.

Таблица 1.3 - Состав и выход газов на нефть

1.5 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Зейской нефти и их применение Фракцию 360-570°С делим на две части: одну часть отправляем на установку каталитического крекинга, вторую на

установку гидрокрекинга.

Перед каталитическим крекингом необходимо подготовить сырьё. Целью подготовки сырья для процесса каталитического крекинга является удаление гетероатомных соединений, в первую очередь, сернистых и азотистых, и

повышение содержания парафино-нафтеновых углеводородов. Облагораживание сырья позволяет увеличить сырьевую базу процесса и обеспечить повышенный выход бензина с низким содержанием серы при минимальном выходе кокса. С

этой целью используем установку гидроконверсии ВГ.

Таблица 1.6 - Характеристика вакуумных дистиллятов

Характеристика остатков и их применение

Так как выход гудрона равен 14,67% на нефть, то одну его часть отправим на установку ART, а вторую - на битумную установку. Процесс ART - это термоадсорбционная переработка нефтяных остатаков. Специалисты фирмы

“Келлог” называют процесс ART революционным, т.к. он является самым эффективным и экономичным способом облагораживания остатков нефти [4]. На установку получения битума отправляем половину фракции - 7,335% масс. на нефть. чтобы обеспечить получение необходимого количества нефтяных битумов.

Фракцию 70-180 С целесообразно отправить на установку каталитического риформинга. Процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола, ксилолов - сырья нефтехимии. Важное значение имеет получение в процессе дешёвого ВСГ, который направляем на установки изомеризации и гидроочистки ДТ.

Неиспользованный на установках изомеризации и ГО ДТ ВСГ отправляем на установку производства и концентрирования водорода для дальнейшего использования на установке гидрирования лёгкого бензина каталитического крекинга и фракции н.к.-70°С с установи ART. Помимо прямогонного бензина как сырьё каталитического риформинга используем бензин с процесса ART. Используем технологию риформинга с непрерывной регенерацией катализатора. На установке получаем фракции: н.к.-70°С, 70-140°С и 140-180°С. Фракции н.к.-70°С и 140-

180°С используем в качестве компонентов товарного бензина, фракцию 70-140°С отправляем на получение ароматических углеводородов.

Получаемый на установке каталитического риформинга ВСГ не может быть направлен сразу на установки гидрокрекинга и гидроконверсии, так как имеет недостаточное содержание водорода. В связи с этим нужно предусмотреть установку концентрирования водорода. Для этого предусмотрена установка производства водорода методом паровой конверсии метана или углеводородного газа.

Фракцию 180-360 С отправляем на установку гидроочистки, т. к. она не проходит как товарное топливо по содержанию серы [5]. На установку гидроочистки отправляем также фракцию 180-360°С с установки ART.

Фракцию 360-570°С делим на две части: одну часть отправляем на установку каталитического крекинга, вторую на установку гидрокрекинга.

Каталитический крекинг, перерабатывая тяжелое сырьё, позволяет дополнительно получать до 15-20% в расчёте на нефть высокооктанового бензина. Кроме того, образующийся в процессе легкий каталитический газойль после соответствующей обработки можно использовать в качестве компонента дизельного топлива. При каталитическом крекинге в качестве сырья обычно используют широкие вакуумные фракции, причём как прямогонные, так и подвергнутые предварительной гидрообработке (термическая обработка в присутствии катализаторов и водорода,

например, процесс гидрокрекинга). Перед каталитическим крекингом необходимо подготовить сырьё. Целью подготовки сырья для процесса каталитического крекинга является удаление гетероатомных соединений, в первую очередь, сернистых и азотистых, и повышение содержания парафино-нафтеновых углеводородов. Облагораживание сырья позволяет увеличить сырьевую базу процесса и обеспечить повышенный выход бензина с низким содержанием серы при минимальном выходе кокса. Наиболее экономичными являются процессы гидроочистки и гидроконверсии вакуумного газойля. Гидроочистка вакуумного газойля позволяет уменьшить в нём только содержание гетероатомных соединений. Поэтому этот процесс применяют для легких газойлей, выкипающих в пределах 360-500°С и содержащих около 50% парафино-нафтеновых углеводородов. При гидроконверсии применяются два вида катализатора, которые, во-

первых, позволяют удалять из сырья с концом кипения до 600°С сернистые и азотистые соединения и, во-вторых,

проводить гидрирование ароматических углеводородов. В результате получается гидроочищенный вакуумный газойль

(ГВГО) с содержанием серы не более 0,2% мас. и повышенным содержанием парафино-нафтеновых углеводородов (60-

70%), каталитический крекинг которого даёт высокий выход бензина и минимальный - кокса. [1].

Продуктами каталитического крекинга являются: углеводородные газы, бензин, применяемый в качестве компонента для приготовления всех марок товарных бензинов, лёгкий газойль и кубовый остаток, используемый в

качестве котельного топлива.

Гидрокрекинг - глубокое каталитическое превращение нефтяного сырья при высоком парциальном давлении водорода. Целью процесса гидрокрекинга является получение светлых нефтепродуктов. Тяжёлый остаток гидрокрекинга используем в качестве сырья каталитического крекинга. Газы С1-С2 отправляем в топливную сеть завода, С3-С4 -

используем в качестве сырья для процесса пиролиза.

Так как выход гудрона равен 14,67% на нефть, то одну его часть отправим на установку ART, а вторую - на битумную установку. Процесс ART - это термоадсорбционная переработка нефтяных остатаков. Специалисты фирмы

“Келлог” называют процесс ART революционным, т.к. он является самым эффективным и экономичным способом облагораживания остатков нефти [4]. На установку получения битума отправляем половину фракции - 7,335% масс. на нефть. чтобы обеспечить получение необходимого количества нефтяных битумов.

Для обеспечения выхода сырья для нефтехимии необходимо предусмотреть установку пиролиза. Сырьём установки пиролиза в соответствии с поточной схемой являются: газы С3-С4 с установок АВТ, гидрокрекинга, ГФУ,

рафинат с экстракции фракции 70-140°С, н-C3H8 с установки получения ДИПЭ, фракции н.к.-180°С с установок гидроконверсии вакуумного газойля и гидроочистки ДТ, n-С4Н10 с алкилирования.

Для разделения газов С1-С4, которые образуются на установках каталитического крекинга и ART необходимо предусмотреть установку АГФУ. На ней происходит разделение газов на отдельные составляющие, которые будут использоваться в дальнейших процессах. После установки АГФУ образуются газы С1-С2, которые направляются в топливную сеть завода, также газы ∑С3 и ∑С4. Газы ∑С3 направляем на установку получения ДИПЭ, высокооктановой присадки к бензинам. Газы ∑С4 с установки АГФУ, объединяя с газом С4Н8 с установки пиролиза, отправляем на

установку получения МТБЭ, который используется в качестве кислородсодержащей добавки, повышающей октановое число. Газы ∑С4 с установки получения МТБЭ отправляются на установку алкилирования, где получаем алкилат -

высокооктановый компонент бензина. i-С4Н8 обладает высокой реакционной способностью, из-за которой он является нежелательным в сырье установки алкилирования. Поэтому схему получения МТБЭ располагают перед установкой алкилирования.

Сероводород, образовавшийся на установках гидроочистки ДТ, гидроконверсии ВГ, ART, гидрокрекинга и сероводород, выходящий с установки АГФУ, объединяем и совместно отправляем на установку получения серной кислоты.

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ГИДРООЧИСТКИ Данная технологическая установка гидроочистки дизельного топлива предназначена для получения экологически

чистого топлива с содержанием серы не более 50ppm или 0,005% масс.

Технологическая схема выбрана на основе литературных данных 6, 7, 8, 9, 10 .

Сырьём является прямогонная дизельная фракция с установки АВТ и фракция 180-360°C c установки ART.

Установка, предназначеная для гидроочистки ДТ включает следующие блоки: реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, сепарации газо-продуктовой смеси с выделением ВСГ, очистки ВСГ от сероводорода,

компрессорную, стабилизации гидрогенизата. Процесс проводится в стационарном слое алюмокобальтмолибденового катализатора.

Сырьё нагревается в теплообменниках, после чего смешивается с ВСГ. Газо-продуктовая смесь направляется в трубчатую печь П-1, где нагревается до температуры реакции и поступает в реактор Р-1. После реактора газо-