УГЛУБЛЯЮЩИЕ ПРОЦЕССЫ В ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ

Кавтаршвили Руслан Османович

студент 4-го курса, кафедра химической переработки нефти и газа,  ГГНТУ, г. Грозный

E-mail: hava9550 @ mail.ru

Ахмадова Хава Хамидовна

научный руководитель, канд. техн. наук, доцент ГГНТУ, г. Грозный

В настоящее время нефть представляет собой один из самых крупнотоннажных видов товаров, борьба за который является неотъемлемой, а иногда  и важнейшей частью  мировой торговли, экономики и политики [1].

От состояния нефтеперерабатывающей отрасли зависят показатели экономики и обороноспособности станы.

Основными факторами развития современной нефтеперерабатывающей промышленности являются требования экологического характера, объемы поставок и качественные характеристики исходного сырья – сырой нефти.

Для современной нефтеперерабатывающей промышленности характерным является рост суммарных объемов переработки, относительно невысокий уровень рентабельности, рост удельных капиталовложений, вызванный требованиями к охране окружающей среды и необходимостью перерабатывать сырье с худшими качественными характеристиками [2].

Основными процессами переработки нефти являются прямая и вакуумная перегонка нефти, каталитический крекинг, каталитический риформинг, каталитический гидрокрекинг, коксование, гидроочистка, алкилирование, изомеризация, производство оксигенатов и др. [7].

Эти процессы подразделяются на углубляющие и улучшающие качество получаемых нефтепродуктов.

В современной нефтепереработке основными углубляющими процессами являются: каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование и висбрекинг [3].

Для современной нефтеперерабатывающей промышленности России характерно следующее [4]:

• высокий износ основных фондов большинства технологических установок, который является самым высоким в топливно-энергетическом комплексе России и составляет около 80 %;
• относительно низкая загрузка большинства НПЗ (в среднем около 83 %). Опыт эксплуатации зарубежных НПЗ показывает, что эффективная работа предприятия обеспечивается при загрузке мощностей на уровне 90 % (в США 95 % и выше);
• недостаточная глубина переработки нефти 73,5 % против 86—94 % в развитых странах;
• отставание в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам, по сравнению со странами Запада.

Исходя из особенностей топливно-энергетического баланса страны, технологическая структура мощностей переработки нефти формировалась без достаточного развития процессов углубляющих переработку нефти и улучшающих качество продукции. Доля углубляющих процессов в России составляет примерно 20 % от объема переработки нефти, а в США более 73 %.

В развитие процессов, углубляющих переработку нефти, Россия отстает от среднемирового и европейского уровня в два раза, от уровня США – более чем в три раза, в развитие важнейшего из этих процессов, каталитического крекинга и гидрокрекинга в 4—7 раз.

Из 27 российских НПЗ общей мощностью 248,8 млн т/год 9 заводов не имеют углубляющих процессов. На 18 НПЗ с глубокой переработкой нефти соотношение углубляющих процессов следующее:

4 НПЗ имеют 4 углубляющих процесса, 2 НПЗ — 3 углубляющих процесса, 10 НПЗ — 2 углубляющих процесса и 2 НПЗ — 1 углубляющий процесс.

Главным углубляющим процессом является каталитический крекинг. Каталитический крекинг, как один из наиболее углубляющих переработку нефти процесс, внедрен на 13 российских НПЗ. Всего установок каталитического крекинга в отрасли — 20.

Распределение отечественных установок каталитического крекинга по технологиям следующее (ед.): —  установки с шариковым катализатором системы 43-102 — 11; установки с микросферическим катализатором — 9.

Установки с шариковым катализатором — это системы каталитического крекинга, работающие по устаревшей технологии. Девять установок каталитического крекинга с микросферическим катализатором внедрены на 7 НПЗ и представлены следующими системами: АББ – 1 (ТНК-bp); 1А-1М – 3 (Славнефть, Башнефтехим,Газпромнефть); ГК-3 – 1 (Роснефть); Г-43-107 – 3 (МНГК, Башнефтехим, Таиф-НК); 43-103 – 1 (Газпромнефть).

В перспективенамечается строительство установок каталитического крекинга в Салавате, Кстово, Волгограде, Кириши, Перми, Ачинске.

Во время второй мировой войны процесс каталитического крекинга «флюид» был основным источником производства высокооктанового бензина путем крекинга тяжелых углеводородов. Технологию ККФ и сейчас широко применяют для переработки тяжелого сырья в связи со снижением спроса на остаточные топлива. Процесс ККФ позволяет также удовлетворять спрос на реактивное и дизельное топливо, сжиженные нефтяные газы и легкие олефины (бутилены и пропилены), используемые как нефтехимические продукты.

Известны следующие зарубежные технологии каталитического крекинга [1]:

• процесс компании ABBLummusGlobal,Inc;
• технологияFlexicracking компанииExxon Mobil Research and Engineering Co, Kellog Brown &Root;
• процессмиллисекондMillisecong Catalytic Cracking  компанииUOP;
• процессOrthoflow компанииKellog Brown &Root;
• процесс превращения тяжелых нефтяных дистиллятов в высокоценные продукты компании  ShellGlobalSolutions;
• процесскомпанийStone &Webster Inc, Shaw Group Co/Axens, IFP Group Technologies;
• процессFCC/RFCC/Petro FCC компанииUOP;
• процесс глубокого каталитического крекинга компаний Stone&WebsterInc, ShawGroupCoпри участии института нефтепереработки компании Sinopec

В настоящее время продолжаются работы по совершенствованию технологии ККФ для производства топлив с низким содержанием серы и ароматических углеводородов [9].

Разрабатываются новые системы ввода сырья, практикуется обрыв реакции на выходе из прямоточного реактора для снижения газообразования и уменьшения выхода кокса, предлагается улучшенная конструкция отпарной секции и воздухораспределителя для лучшей регенерации катализатора и снижения выбросов окислов азота. Главная цель модернизации ККФ – решение проблемы конверсии тяжелых нефтяных углеводородов  в моторные топлива с низким содержанием серы и ароматики и легких олефинов.

Одной из первых разработок является система сверхмягкого крекинга каталитического крекинга. Компанией Petrobrasпредложена двухступенчатая схема ККФ, при которой на первой степени применяется сверхмягкий каталитический крекинг, при которой получаются высококачественные дистилляты с низким содержанием серы, ароматики и азота, которые легко могут быть превращены в компоненты смешения экологически чистых бензина и дизельного топлива. Остаточные топлива могут быть переработаны на второй стадии обычного ККФ.

Новое видение технологии ККФ заключается в придание ей «второго дыхания» и в разработке новых катализаторов. Это мощный многогранный процесс превращается в средство гибкого решения насущных проблем НПЗ, которое с помощью относительно небольших затрат позволяет превращать остаточное сырье в моторные топлива высоких экологических кондиций и в легкие углеводороды, нужные для нефтехимической промышленности.

Следующий по значимости углубления переработки нефти  быстроразвивающийся процесс — каталитический гидрокрекинг, применяемый для облагораживания вакуумного газойля и его смесей с газойлевыми фракциями других процессов с целью получения высококачественных дизельных и реактивных топлив, малосернистых котельных топлив, сырья для процесса ККФ [3].

На шести российских НПЗ функционируют шесть установок гидрокрекинга, работающие по технологии гидрокрекинга в мягких условиях и гидрокрекинга под давлением. Установка гидрокрекинга на Рязанском НПЗ (ТНК- bp) работает по технологии мягкого гидрокрекинга. Остальные пять установок работают по технологии гидрокрекинга под давлением и распределяются по следующим компаниям: Газпром — 1, Роснефть — 1, Башнефтехим — 1, Лукойл — 1, Славнефть — 1. На Киришском НПЗ строительство установки гидрокрекинга заканчивается. В перспективе в России намечено строительство еще 8 установок гидрокрекинга на следующих НПЗ: Московском, Нижнекамском, Ачинском, Хабаровском, Комсомольском, Новокуйбышевском.

Лицензиарами процесса каталитического гидрокрекинга за рубежом являются компании: Axens NA (процесс H-Oil); Chevron и Lummus Global LLC (процесс LC-Fining и ISOCRACKING); Shell Global Solutions International B.V. (переработка тяжелого вакуум-газойля и нефтяных остатков); Veba Oil Technologie und Automatizirung GmbH (процесс Unicracking); Axens NA (процесс совместного гидрокрекинга и гидроочистки T-Star); Haldor Topsofe (процесс «мягкого» гидрокрекинга) [1].

Разновидностью гидрокрекинга является легкий гидрокрекинг, позволяющий увеличить производство дизельных топлив путем гидроконверсии вакуум-газойля [6]. Установка такого гидрокрекинга была введена в 2004 г. на НПЗ компании Repsol YPF в Пуэртольяно, Испания. На установке при 35 %-ой конверсии вакуум-газойля получают дизельное топливо с содержанием серы 10 ррm. В составе интегрированной схемы гидрокрекинга предусмотрена стадия доочистки дизельного топлива.

В процессе коксования - превращения вакуумных остатков, тяжелых смол и пеков в бензиновые и газойлевые фракции, котельное топливо и кокс - используются процессы замедленного коксования компаний ABB Lummus Global, Inc.;

селективного замедленного коксования SIDEX компаний Foster Wheeler и UOP; облагораживания нефтяных остатков методом термического замедленного коксования компаний Bechtel Corp. и Conoco Inc. [8].

Доля процесса замедленного коксования в отечественной нефтепереработке от первичной переработки составляет — 3,0 % [3]. Семь установок расположены на 5 НПЗ: Лукойл — 3, Роснефть — 2, Газпромнефть – 1, Башнефтехим — 1. В 2011 г. намечается закончить строительство установки коксования на Комсомольском НПЗ (Роснефть) 1 миллион тонн. В перспективе намечается строительство установок коксования в Ачинске, Перми.

Процесс висбрекинга — это процесс косвенно углубляющий переработку нефти. Доля висбрекинга от первичной переработки на отечественных НПЗ составляет 9,7 %, т.е. больше, чем доля других углубляющих процессов. В отечественной нефтепереработке применяются две технологии процесса висбрекинга: печной и низкотемпературный. Всего на отечественных НПЗ эксплуатируется 13 установок висбрекинга. Из них: Лукойл — 2, ТНК — bp– 2, Роснефть — 1, Башнефтехим — 3, Газпромнефть – 1, МНТК — 1, Славнефть — 1, ТАИФ-НК — 1, ОАО Салаватнефтеоргсинтез – 1. В перспективенамечается строительство установок висбрекинга в Кириши, Перми.

В большинстве своем процессы, углубляющие переработку, введены на российских НПЗ более 20 лет назад. В период с 2000 г. в России были введены в действие три установки каталитического крекинга, три установки гидрокрекинга и шесть установок висбрекинга. Ввод этих установок позволил дополнительно переработать до 10 млн т в год тяжелых нефтяных остатков.

За последние годы на большинстве НПЗ достигнуты определенные успехи в увеличении глубины переработки нефти, изменения ассортимента и улучшении качества нефтепродуктов. В целом можно сказать, что наметилась тенденция к улучшению технического уровня производства.

В развитие процессов, углубляющих переработку нефти, Россия отстает от среднемирового и европейского уровня в два раза, от уровня США – более чем в три раза, в развитие важнейшего из этих процессов, каталитического крекинга и гидрокрекинга в 4—7 раз. Вследствие этого в России ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как выработка топочного мазута составляет около 30 % от объема перерабатываемой нефти (США — 5 %).

Решение проблемы  углубление переработки нефти в России (до уровня 75 % к 2010 г. и 85 % к 2020 г.) будет предопределяться наличием сырья для загрузки мощностей углубляющих процессов и освоения новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т. е процессов каталитического крекинга, висбрекинга, коксования, гидрогенизационных процессов.

Наращивание мощностей по каталитическому крекингу, термическому крекингу и коксованию приводит к увеличению ресурсов низших парафинов, которые будут вовлекаться  в химическую промышленность с целью получения парафиновых углеводородов изостроения путем их алкилирования и получения кислородсодержащих соединений, главным образом путем этерификации. Важно отметить, что без увеличения производства изопарафиновых углеводородов и кислородсодержащих соединений, невозможно обеспечить потребности в высокосортных и экологически чистых бензинах.

Список литературы:

1. Брагинский О. Б. Нефтегазовый комплекс мира. — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006. — 640 с.

2. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. мировая нефтепереработка: экологические измерения. М.: Academia, 2002, 261 с.

3. Капустин В. М. Роль отечественных компаний в модернизации российских нефтеперерабатывающих заводов// Мир нефтепродуктов. — 2007. — № 7. — С. 18—20.

4. Козин В. Г., Солодова Н. Л., Башкирцева Н. Ю., Абдуллин А. И. Современные технологии производства компонентов моторных топлив. Учебное пособие. Казань. — 2009. — С. 328.

5. Покровский С. Новые зарубежные технологии нефтепереработки // Нефтегазовые технологии. — 2002, № 7, с. 68.

6. Сарразин П., Боннардо В., Вамбергью С. И др. Новый способ применения легкого гидрокрекинга позволяет получить дизтопливо // Нефтегазовые технологии. — 2005, № 6, с. 71.

7. Справочник процессов нефтепереработки // Нефтегазовые технологии. — 2005, № 3, с. 77.

8. Хендерсон Р., Виеджо А., Родвелл М. и др. Модификация НПЗ для переработки нетрадиционных тяжелых нефтей // Нефтегазовые технологии. — 2006, № 1, с. 67.

9. Хенц Г., Азеведо Ф., Чеберлейн О. «Второе дыхание» каталитического крекинга в псевдоожиженном слое // Нефтегазовые технологии. — 2005, № 2, с. 66.