Тема 5. Краткая характеристика и место в технологической схеме НПЗ основных современных технологических процессов (2 час.)

Тема 5. Краткая характеристика и место в технологической схеме НПЗ основных современных технологических процессов (2 час.)

Обезвоживание и обессоливание нефти, первичная перегонка, гидроочистка, каталитический риформинг, гидрокрекинг, каталитический крекинг, замедленное коксование, изомеризация, алкилирование, сероочистка газов.

Ниже приводится краткая характеристика основных технологи­ческих процессов переработки нефти и их места в схеме завода.

Обессоливание и обезвоживание. Нефть, добываемую из земных недр, отделяют на промыслах от растворенного газа, воды и солей. В зависимости от степени подготовки нефти к транспортировке и переработке установлено три группы нефти, отличающиеся содер­жанием воды (0,5; 1 %) и хлоридов (до 100, 100—300, 300—900 мг/л) согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».

       Все нефти, поступающие для переработки на технологические установки НПЗ, должны быть обезвожены и обессолены до оста­точного содержания солей 3—5 мг/л. Обезвоживание и обессолива­ние проводятся на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок первичной перегонки. Содержание солей в нефти, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды - в пределах 1% (масс.). На переработку же допускают нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1% (масс.).

На электрообессоливающих и обезвоживающих установках (ЭЛОУ)  из нефти удалят не только соли и воду, но и механические примеси, окись железа, сульфид железа и значительное количество соединений мышьяка, отравляющих плати­новые катализаторы при риформинге, металлоорганические соедине­ния ванадия и других металлов, снижающих качество нефтепродук­тов.        Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах 1-ой ступени удаляется 75-80% (масс.) соленой воды и 95-98% (масс.) солей, а в электродегидраторах 2-ой ступени - 60-65% (масс.) отстоявшейся эмульсионной воды и примерно 92% (масс.) отстоявшихся солей.

Рекомендации по проек­тированию установок обессоливания, которые выдает научно-ис­следовательская организация, содержат сведения о температуре и давлении процесса, расходе промывной воды и деэмульгатора, конструкции электродегидраторов и смесителей, материальном ис­полнении основного оборудования.

Перегонка нефти. На установках первичной переработки (АВТ, АВТм) нефть разделяют на фракции, которые используются как сырье для последующей пере­работки. Процесс осуществляется на атмосферных (АТ) и атмосферно­вакуумных (АВТ) трубчатках. Первичная перегонка на современ­ных НПЗ часто комбинируется с блоком ЭЛОУ, а также с блоком вторич­ной перегонки бензинов, целью которого является получение уз­ких бензиновых фракций для производства высокооктанового бензина (фр. н. к.-62°С и фр. 85-180°С) или индивидуальных ароматических углево­дородов (фр. 62-85 °С - бензольная, фр. 85-105 °С - толуольная, фр. 105-140 °С - ксилольная).

Атмосферные трубчатые установки подразделяют в зависимости от их технологической схемы на установки с однократным и двукратным испарением нефти. Схемой однократного испарения предусматривается разделение нефти на заданные фракции  и мазут в одной сложной колонне с боковыми отпарными секциями. Схемой двукратного испарения предусмотрено выделение газа и легких бензиновых фракций в отдельной ректификационной «отбензинивающей» колонне с последующим разделением частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут в колонне с боковыми отпарными секциями.

Получаемые при атмосферной перегонке прямогонные фракции не являются товарными нефтепродуктами, все они направляются на дальнейшую переработку:

- газ направляется на газофракционирующие установки;

- бензиновая фракция направляется на гидроочистку и каталитический риформинг (фр. 85-180°С)  и изомеризацию (фр. н. к.-62°С) с целью получения высокооктановых компонентов автобензина или индивидуальных ароматических углеводородов (фр. 62-140°С);

- керосиновая (фр. 140(180)-240°С) и дизельная фракции (фр. 180(240)-360°С) направляются на гидроочистку для удаления нежелательных компонентов (серы, азота и т. д.) с последующим получением товарных нефтепродуктов – реактивного и дизельного топлив;

- мазут (фр. 350°С и выше) направляется на вакуумную перегонку или может использоваться как компонент котельного топлива.

В процессах вакуумной перегонки по топливному варианту из мазута получают широкую фракцию вакуумного газойля (фр. 350-550°С), который используется как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга. Остаток перегонки гудрон направляется на установки замедленного коксования, висбрекинга или на производство битумов. По масляному варианту переработки в вакуумной колонне получают узкие масляные фракции, которые являются базовой основой для получения товарных масел путем последующей очистки от нежелательных компонентов (асфальто-смолистых соединений, полициклических ароматических и твердых парафиновых углеводородов) на установках селективной очистки масел и депарафинизации.

Исследовательские данные для проектирования установок пер­вичной перегонки нефти содержат исходные данные и рекоменда­ции по выбору технологической схемы, ассортименту получаемых фракций, расходу водяного пара в атмосферную и вакуумные ко­лонны, защите оборудования от коррозии.

Основной целью процесса гидроочистки (ГО) топливных дистиллятов является улучшение их качества за счет удаления та­ких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород и смо­листые вещества, непредельные соединения. Сырьем установок ГО являются прямогонные бензиновые фракции (обычно комбинируют с уста­новками риформинга), керосиновые и дизельные фракции, ваку­умные дистилляты, масла, вторичные бензины. За рубежом технологию процесса и катализаторы для него разрабатывают такие компании как  UOP и "Axens", а также фирмы "Chevron", "LummusGlobal" (США), "HaldorTopsoe" (Дания), "ExxonMobil" и "CDTECH" (обе США). В России катализаторы гидроочистки производит компания "НК"Роснефть". Для проектирования установок выдают следующие данные: характеристика сырья и продуктов очистки, тип катализатора, рекомендуемые режимы работы в циклах реакции (температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа, содержание водорода в цир­кулирующем газе, продолжительность цикла реакции, срок службы катализатора, тепловой эффект реакции) и регенерации.

Каталитический риформинг (КР). С помощью этого процесса на со­временных НПЗ получают высокооктановые базовые компоненты автомобильных бензинов, а также фракции индивидуальных ароматических углеводородов — бензол, толуол, ксилолы. Наилучшим сырьем при производстве высокооктановых бензинов являются прямогонные бензиновые фракции 85—180 °С и 105—180 °С, для получения ароматических углеводородов используются узкие бензиновые фрак­ции 62—85 °С, 85—105 °С, 105—140 °С или их смеси. Большое значение имеет получение в процессе дешевого водородсодержащего газа, применяемого в других гидрокаталитических процессах (ГО и ГК). Ведущими мировыми лицензиарами про­цессов каталитического риформинга являются компании UOP и "Axens", катализаторов — UOP, "Criterion", "Axens", "НК"Роснефть".

Установки КР подразделяются на две группы по способу осуществления окислительной регенерацией катализатора:

- на установки со стационарным слоем катализатора, где регенерация проводится 1-2 раза в год и связана с остановкой производства;

- на установки с движущемся слоем катализатора, где регенерация проводится в специальном аппарате.

Для проектирования необходимы основ­ные сведения о процессе: характеристика сырья и катализата, выход и состав газообразных продуктов, рекомендуемые режимы работы в цикле реакции (температура, давление, кратность циркуляции во­дородсодержащего газа, объемная скорость подачи сырья, темпера­турный перепад по реакторам) и регенерации (количество кокса, температура регенерации), тип катализатора и срок его службы, продолжительность цикла реакции.

Гидрокрекинг (ГК) предназначен для получения дополнительных ко­личеств светлых нефтепродуктов каталитическим разложением тя­желого сырья в присутствии водорода. При гидрокрекинге улучшаются также качества получаемых продуктов. Гидрокрекинг дает возможность перерабатывать сырье с большой глубиной превращения; позволяет регулировать выход отдельных видов топлива в соответствии с требованиями рынка. Гидрокрекинг - это один из наиболее гибких современных процессов нефтепереработки. В качестве сырья установок гидрокрекинга используется широкая гамма нефтяных фракций – от бензиновых фракций до тяжелых нефтяных остатков (мазута и гудрона) включительно. Наиболее распространенный вид сырья – вакуумный дистиллят прямой перегонки нефти (фракция 350-550°С), который перерабатывается в чистом виде или в смеси с газойлями коксования, термического и каталитического крекинга. Недостаток процесса – большой расход водорода Н2, что требует создания отдельных установок для его получения.

В зависимости от сырья и продуктов, которые необходимо получить, используются одно­ступенчатые и двухступенчатые схемы, системы с неподвижным движущимся и  суспендированным катализатором. Ведущие мировые лицензиары технологии гидро­крекинга — компании "Chevron Lummus Global", UOP, "Axens", "Haldor Topsoe", "Shell Global Solutions", "ExxonMobil", "DuPont".

Каталитический крекинг (КК)  получил широкое распространение как один из ведущих процессов для углубления переработки нефти. Процесс КК предназначен для получения из тяжелых дистиллятных фракций нефти высокооктанового компонента автомобильных бензинов, олефинсодержащих сжиженных газов (С3-С4) - сырья для последующих процессов получения алкилата, эфиров, продуктов нефтехимического синтеза, а также сырья для производства игольчатого кокса и технического углерода. Сырьём каталитического крекинга является прямогонный вакуумный газойль (фракция 350-550 °С).

Разработаны следующие установки по типу реакторов:

- с движущимся слоем шарикового катализатора (43-102, где фиктивное время контакта  фср> 10 мин);

- с кипящим слое микросферического катализатора (43-103, 1А/1М, ГК-3 и другие, фср= 3 – 5  мин);

- с прямоточным восходящим потоком лифт-реакторного типа (ЮОП, 43-107, КТ-140, фср= 2 – 6  с);

- с ультракоротким (миллисекундным) контактированием (ККМС, экспресс КК, фср<0,1 c);

Исследования в области каталитического крекинга проводятся во ВНИИНП. Большую роль в создании российских установок каталитического крекинга сыграл в ГрозНИИ (г. Грозный). Особую модификацию каталити­ческого крекинга представляет получившая за последние годы ши­рокое применение технология с максимальным производством пропилена. За рубежом наибольшее распространение получили ус­тановки каталитического крекинга, созданные по лицензиям ком­паний KBR, UOP, "Shaw Stone and Webster", "Lummus Technology",. "ExxonMobil", "Shell Global Solutions", "Axens".

Процесс коксования – один из важных и рентабельных процессов углубления переработки нефти, обеспечивающий получение (наряду с коксом) дополнительных дистиллятных продуктов. Основное целевое назначение – производство крупно-кускового нефтяного кокса. Замедленное коксование – один из самых динамично развивающихся процессов в мировой нефтепереработке. Популярность процесса замедленного коксования связана с тем, что в этом процессе наряду с получением нефтяного кокса реализуется ряд технологий, обеспечивающих его широкое применение в производстве моторных топлив:

- высокоэффективная термодеасфальтизация нефтяных остатков;

- деметаллизация нефтяного сырья;

- переработка нефтешламов и других отходов с получением топливного кокса, газообразных и жидких продуктов, пригодных для производства моторных топлив после процессов облагораживания, что позволяет считать процесс замедленного коксования самым мощным «санитаром» НПЗ.

В качестве сырья коксования используют остатки перегонки нефти – мазуты, гудроны; производства масел – асфальты, экстракты. Возможно также использование тяжелых газойлей термических и термокаталитических процессов – крекинг-остатки, тяжелая смола пиролиза, тяжелый газойль каталитического крекинга и др. За рубежом, кроме того, используют каменноугольные пеки, сланцевую смолу, тяжелые нефти из битуминозных песков и др.

Детальное исследование процесса проводится в ГУП "Нефтехимпереработка" (г. Уфа). Ведущими мировыми компаниями - лицензиарами процесса замедленного коксования являются "Foster Wheeler" и "Lummus Technology" (США).

Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, легкокипящих бензиновых фракций) применяется для выработки легких высокооктановых компонентов автомобильного бензина и получения сырья для производства синтетического кау­чука. Существуют различные модификации процесса, которые раз­личаются по типу применяемого катализатора, требованиям к сы­рью, условиям проведения процесса. Эксплуатируются установки среднетемпературной и низкотемпературной изомеризации.  Промышленно освоены следующие процессы изомеризации: 1) пентан-гексановой фракции для получения высокооктанового компонента бензина; 2) пентана в изопентан, затем изопентан дегидрируется с целью получения изопрена – сырье для производства синтетического каучука; 3) бутана в изобутан – сырье для процессов алкилирования.

В настоящее время в связи с ужесточением экологических требований к топливам установка изомеризация алканов С5-С6 становится обязательным атрибутом каждого НПЗ. Изомеризация пентан - гексановых фракций наименее затратный и наиболее экономически выгодный процесс производства высокооктановых компонентов бензинов, содержащих минимальное количество бензола и суммы ароматических углеводородов. Процесс жидкофазной изомеризации пентан-гексановых фракций рекомендуется сочетать с процессами гидроочистки сырья и гидроизомеризации бензолсодержащих фракций с использованием специальных катализаторов и адсорбентов.

Науч­но-исследовательские данные, необходимые для проектирования, выдаются институтами ВНИИнефтехим (г. Санкт-Петербург) и НПП "Нефтехим" (г. Краснодар), зарубежными лицензиарами яв­ляются компании UOP, "Axens", "CDTech".

Алкилирование изобутана олефинами направлен на получение из лег­ких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) высокооктановых компонентов автомо­бильных и авиационных бензинов. В качестве катализатора приме­няются концентрированная серная и фтористоводородная кислоты. Пущены в эксплуатацию первые установки алкилирования на твер­дом катализаторе (адсорбент, пропитанный серной кислотой).

В процессе применяются два типа реакторов: трубчатые реакторы (контакторы) с охлаждением хладоагентом (аммиак, пропан) и горизонтальные каскадные самоохлаждающиеся (от испарения изобутана). Лицензиарами процесса являются компании UOP, "DuPont" (процесс Stratco), "Axens", "Lummus Technology", "ExxonMobil".

Утилизация сероводорода. Целевое назначение – утилизация сероводорода Н2S, получаемого на гидрокаталитических процессах, установок аминной очистки нефтезаводских и природных газов путем превращения его в элементную серу или серную кислоту. Основным процес­сом получения серы из сероводорода является процесс Клауса, ос­нованный на реакциях его окисления как в присутствии катализа­торов, так и без них.

Существуют различные технологии производства серной кисло­ты. Основные стадии получения серной кислоты: 1) окисление сероводорода с получением SО2; 2) окисление SО2 до SО3 (конвер­сия); 3) абсорбция SО3. В промышленности применяют два метода получения серной кислоты, отличающихся способом окисления SО2 — контактный с использованием твердых катализаторов (кон­тактов) и нитрозный — оксидов азота. Установки производства серы проектируются российским институтом "Гипрогазоочистка", зарубежными фирма­ми "WorleyParsons", "Jacobs", "Sirtec Nigi". Широкое распространение в последние годы получила технология, разработанная фирмой "Haldor Topsoe" — WSA (Wet gas Sulphuric Acid — влажная серная кислота).

Типичная поточ­ная схема НПЗ с глубокой переработкой нефти с выработкой светлых нефтепродук­тов, представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 – Поточная схема НПЗ с глубокой переработкой нефти

Нефть, поступающая на НПЗ, сначала направляется на установку первичной переработки ЭЛОУ-АВТ, где подвергается обессоливанию и обезвоживанию и разделяется на фракции. Бензиновую фракцию н. к.-(140)180°С подвергают предварительной ГО, а потом направляют на установку вторичной перегонки бензина. Легкий бензин (н. к. - 62°С) направляют на изомеризацию, а фракцию 85-180°С на КР с целью получения высокооктановых компонентов автобензинов (изомеризат и риформат соответственно). Фракцию 62-85°С можно направить на пиролиз или для получения бензола на комплекс производства ароматических углеводородов. На некоторых НПЗ выде­ляют бензиновую фракцию 62-140°С, из которой после КР получают концентраты арома­тических углеводородов: бензола (нежелательный компонент бензина), толуола и ксилола. Прямогонную керосиновую фракцию 140-240°С после ЭЛОУ-АВТ направляют на гидроочистку, далее на производство реактивных топлив. Прямогонную ди­зельную фракцию 180 (240) - 350°С подвергается ГО с получением компонента малосернистого дизельного топлива. Вакуум­ный газойль (фр. 350 - 550°С) перерабатывается на установках КК с предварительной ГО или ГК.

При КК получают высокооктановый компонент автобензина, легкий газойль, используемого после облагораживания в ка­честве компонента дизельного топлива и тяжелый газойль - компонент котельного топлива. На установке ГК получают компонент автобензина, малосернистое реактивное и дизельное топливо. Остаток ГК направляется на вторичную переработку на КК. 

Гудрон после ЭЛОУ-АВТ (фр. 550°С+) является сырьем для установок получения битума, висбрекинга с целью снижения вязкости котельного топлив, коксования или замедленного коксования при необходимости получения кокса.  Легкий газойль коксования и висбрекинга после облагораживания направляется на компаундирование дизельных топлив, а тяжелый газойль коксования и висбрекинг-остаток являются компонентами котельных топлив.

Углеводородные газы всех процессов проходят очистку от H2S, но не в смеси: непредельные газы коксования, висбрекинга и каталитическо­го крекинга разделяют на блоке ГФУ непредельных газов, а газы риформинга, изомеризации, АВТ, гидроочистки и гидрокрекинга – на блоке очистки предельных газов. Сероводород после очистки газов направляется на установку производства серы. Фракция С4 обоих блоков служит сырьем для процессов алкилирования, производства МТБЭ и ЭТБЭ. Получаемые на установке алкилирования легкий алкилат направляется на смешение автобензинов, а тяжелый алкилат – на смешение дизельных топлив. Фракцию С3 непредель­ных газов можно использовать для получения в дальнейшем продуктов нефтехимии (полипропилен, кумол). Для обеспечения гидрокаталитических процессов водородом предусмотрена установка по производству водорода конверсией метана. Остальной сухой газ используют в топливной системе завода.

Благодаря оптимальному подбору мощностей отдельных установок возможно достижение требуемых соотношений выходов автобензина, дизельного и реактивного топлива при обеспечении высо­кого качества последних.