Материал: Технология глубокой переработки нефти и газа.

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