переработка

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рациональная переработка топливного направления вакуумных (350…500°С) или глубоковакуумных (350…(500…620)°С) газойлей может быть осуществлена посредством следующих технологических процессов (рис. 9.2):

а) гидрообессеривания(ГО)придавлении5…6МПаикаталитического крекинга(КК)гидрогенизатасполучениемвысокооктановогокомпо- нентаавтобензина,среднихдистиллятовигазовКК—сырьяпроцес- сов алкилирования и для получения метил-трет-бутилового эфира; б) легкого гидрокрекинга (ЛГК) при давлении 4…5 МПа с получением фракции дизельного топлива и каталитического крекинга газойля

831

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

КТ-1y и КТ-2 вариант по схеме рис. 9.2б, где гидроочистка вакуумного газойля заменена на легкий гидрокрекинг, позволяет увеличить выход дизельноготоплива(примернона25…30%)иуменьшитьнагрузкунакаталитическийкрекинг.Переработкавакуумногогазойлясприменением гидрокрекинга (по схеме рис. 9.2в) требует повышенных капитальных затрат, но обладает таким важным достоинством, как высокая технологическаягибкостьвотношениирегулированиясоотношениядизельное топливо:бензин:реактивноетопливо.Дизельноеиреактивноетоплива при гидрокрекинге получаются более высокого качества, особенно по низкотемпературным свойствам, что позволяет использовать их для производства зимних и арктических сортов этих топлив. Вариант 9.2г находит применение и на НПЗ, когда требуется обеспечить возрастающие потребности электродной промышленности и электрометаллургии в высококачественных малозольных игольчатых коксах, хотя газы ижидкиедистиллятытермодеструктивныхпроцессовзначительноуступают по качеству аналогичным продуктам каталитических процессов.

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (особенно глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ, ме-

мая при углубленной переработке сернистых нефтей.

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке вакуумных (глубоковакуумных) газойлей, но с предварительнойдеасфальтизациейидеметаллизациейсырья(рис.9.5),где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка. Для этой цели более предпочтительна энергосберегающая технология процесса термоадсорбционной деасфальтизации и деметаллизации типа АРТ, 3Д, АКО и ЭТКК (см. пп. 6.4.3 и 9.3).

832

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 9.4. Блок-схема НПЗ углубленной переработки сернистой нефти в комплексе комбинированной установки ЛК-6у:

а — КТ-1, б — гидрокрекинга (ГК), КК — каталитический крекинг, ВБ —висбрекинг, Алк — алкирова- ние,ПБ—производствабитума,ВП—выкуумнаяперегонка,ПВ—производствоводорода,ПМТБЭ

— производства МТБЭ

833