Современная нефтепереработка. Россия и мир. Стремление к евростандартам

Мировая нефтепереработка - это глобальная, стратегически важная отрасль. Одна из самых наукоемких и высокотехнологичных областей промышленности и соответственно одна из самых капиталоемких. Отрасль с богатой историей и долгосрочными планами.

Развитию современной нефтепереработки сегодня способствует ряд факторов. Во-первых, рост экономики по регионам мира. Развивающиеся страны потребляют все больше и больше топлива. С каждым год их потребности в энергоносителях растут в геометрических прогрессиях. Поэтому большинство новых крупных нефтеперерабатывающих заводов строятся в странах азиатско-тихоокеанского региона, в Южной Америке и на Ближнем Востоке. На сегодняшний день самым мощным НПЗ в мире является завод частной индийской компании «Релайенс индастриз» (RIL) в г. Джамнагар (запад штата Гуджарат). Он был введен в эксплуатацию в 1999 года и на сегодняшний день перерабатывает почти 72 миллиона тонн нефти в год! В тройке крупнейших предприятий мира также находятся Ulsan Refinery в Южной Корее и Paraguana Refinery Complex в Венесуэле (порядка 55 миллионов тонн нефти в год). Для сравнения – крупнейшее отечественное предприятие Омский НПЗ, принадлежащий компании «Газпром нефть» перерабатывает порядка 22 миллионов тонн нефти в год.

При этом стоит заметить, что основной тенденцией развития НПЗ является не просто наращивание объемов, а увеличение глубины переработки. Ведь, чем больше дорогостоящих светлых нефтепродуктов удастся получить из одного и того же объема нефти, тем более рентабельным будет производство. Для увеличения глубины переработки во всем мире наращивается доля вторичных процессов. Эффективность современного завода отражает так называемый индекс Нельсона – показатель оценивающий уровень вторичной мощности преобразования на НПЗ по отношению к первичной мощности дистилляции. Индекс сложности Нельсона присваивает коэффициент для каждой установки на заводе на основе ее сложности и стоимости в сравнении с оборудованием по первичной переработке нефти, которому присваивается коэффициент сложности 1,0. Напри¬мер, установка каталитического крекинга имеет коэф¬фициент, равный 4,0, то есть она в 4 раза сложнее, чем установка для перегонки сырой нефти при той же производительности. Индекс Нельсона для НПЗ в Джамнагаре составляет 15. Для того же Омского НПЗ он сейчас составляет 8,5. Но принятая программа по модернизации отечественных заводов до 2020 года предполагает введение в строй новых мощностей вторичных процессов, что позволит «подтянуть» этот показатель. Так расчетный индекс Нельсона завода «ТАНЭКО» в Татарстане после окончания строительства должен составить 15 единиц!

Вторым важнейшим фактором развития мировой нефтепереработки является постоянное ужесточение требований экологического характера. Всё более строгими становятся требования к содержанию в топливах серы, ароматических углеводородов. Борьба за экологию начавшаяся в США и Западной Европе постепенно переходит и на рынки развивающихся стран. Еще лет 10 назад трудно было представить введение требований экологического класса 5 в нашей стране, но вот уже более года мы живем с данными нормами.

Соблюдение жестких экологических норм не простая задача. Усложняется она и тем, что качество нефти в среднем только ухудшается. Подходят к концу запасы легкодоступных высококачественных нефтей. Возрастает доля тяжелого, битуминозного и сланцевого сырья, содержащего все меньше бензиновых и дизельных фракций.

Над решением этих проблем работают ученые и инженеры по всему миру. Результатом их разработок являются сложные дорогостоящие установки и самые современные многокомпонентные катализаторы, позволяющие выжать максимум экологически чистых топлив даже из самой низкокачественной нефти. Однако все это приводит к значительным затратам для нефтеперерабатывающих предприятий, напрямую отражаясь на рентабельности заводов. Тренд к снижению их доходов просматривается по всему миру.

Все описанные выше тенденции очевидны и для России. Являясь частью мировой экономики и принимая общие правила работы, в нашей стране вкладывается все больше средств в развитие отечественной нефтепереработки, инженерии, науки. Осложняется это тем, что в 90-е и 2000-е годы не было построено практически ни одного предприятия, многое было потеряно и для отечественной науки, не подготавливались новые квалифицированные кадры для отрасли. Но принятая государственная программа «Энергоэффективность и развитие экономики» призванная кардинально улучшить состояние отечественной нефтепереработки до 2020 года позволит наверстать упущенное. Ее плоды можно увидеть уже сегодня на каждой заправке, где уже практически не встречается топливо ниже 5-ого экологического класса.

Качество добываемой нефти – это основной фактор, влияющий на рынок нефтепереработки.

Специалисты отмечают, что за последние годы вектор добычи сырой нефти сдвигается в пользу извлечения продукта высокой вязкости (тяжелой нефти). Это движение отражается и на перерабатывающих сырье заводах, изменением производственных структур и технологического оборудования.

История нефтепереработки

Формирование черного золота – это процесс, который занимает в природе до 330-360 миллионов лет, найти сырую нефть можно на глубине в десятки метров или же на километровых глубинах. История добычи на территории СССР начинается с 1847 года, когда в Баку была сделана первая скважина, что впоследствии сделало этот регион первопроходцем в добыче сырой нефти. Развитие нефтедобычи и переработки по историческим датам:

Польский химик Лукасевич, который занимался фармацевтикой, предложил в 1853 году применять керосин как источник света в процессе его горения. Он же открыл процесс извлечения керосина из нефти и сделал первую керосиновую лампу. Лукасевич построил в Австрии первый завод перегонки нефтепродуктов.

1859 год ознаменовался первыми скважинами в США, в штате Пенсильвания, когда их бурили для добычи воды, а попадали на нефтеносные пласты. Ценность этого продукта уже была известна, важен был процесс легкой добычи этого сырья.

Кавказ 1866 года (промысел Кудакин), добыча нефти, организация первой буровой.

Согласно статистике, в конце двадцатого века запасы всей нефти составляли немногим более триллиона баррелей. Баррель – это единица меры нефти, которая приравнивается к 159 литрам. Как эталон качества, принимается сорт нефти «Brent». Чем больше отличий от эталонного барреля, тем дешевле нефть.

Современный рынок и перспективы нефтепереработки

Природные ископаемые всегда ценны для государства, но нефть является основным показателем богатства страны, вокруг нее выстраивается экономика государства. Россия – это передовая страна по добыче сырой нефти, которая входит в первую тройку лидеров по нефтедобыче. Кроме РФ в лидерах находятся Саудовская Аравия и США. В первой тройке идет постоянная борьба за лидерство по рейтингу нефтедобычи.

Активная добыча углеводородов ведется в таких странах, как:

• Китай;
• Ирак;
• Иран;
• Канада;
• Кувейт;
• Венесуэла.

Рейтинг добычи нефти, не зависит от объема имеющихся в стране разведанных объемов нефти. В последнее время для поддержания стоимости этого продукта, страны ОПЕК совместно с Россией приостанавливают количество добываемого сырья.

Нефтедобыча, нефтепереработка и нефтехимия предприятия

Компания Vygon Consulting, проводящая в России консалтинговые исследования, провела мероприятие по исследованию и анализу состояния нефтяной отрасли на 2016 год и перспективному развитию ее до 2018 года.

Результаты этого исследования следующие:

Зафиксировано снижение объемов переработки сырой нефти в 2016 году объем недополученных продуктов составил 3,5 миллионов тонн.

С восстановлением стоимости барреля нефти 2017 год ознаменуется ростом объемов переработки на 2 миллиона тонн и по итогам 2018 года на 8 миллионов тонн продуктов, что вернет изначальные на 2014 год 289 миллионов тонн нефтепродуктов. Достигается рост следующими действиями: модернизация процессов производства, оптимизация структуры предприятия НПЗ, увеличение маржи.

Рост объема переработки сырья растет из-за правильных действий с НК РФ, по отношению к НПЗ, что дало возможность сохранить финансовые позиции российских нефтяных компаний на рынке.

Специалисты отмечают, что современный экспорт продуктов нефтепереработки имеет вектор направления, это Ближний Восток (Иран), Африка.

Продукция нефтепереработки и нефтехимии

Россия, это один из мировых лидеров по выпуску нефтепродуктов и переработки сырой нефти. На территории РФ работает больше 50 предприятий по направлению нефтехимия и переработка исходного сырья, это: РНК, Омск НПЗ, Лукойл-Норси, другие предприятия. Все они имеют тесный контакт с добывающими компаниями: Роснефть, Газпром, Лукойл, Сургутнефтегаз.

Специалисты акцентируют внимание, что топливная отрасль, это не одно предприятие, а совокупность нескольких отраслей взаимно связанных. НПЗ – комплекс, который с помощью технологических линий, цехов и агрегатов, при наличии вспомогательных служб выпускает необходимый объем нефтепродуктов, а также изготавливает сырье для нефтехимии.

Предприятия переработки специалисты делят на группы:

• топливное направление НПЗ;


• нефтехимический и топливный профиль НПЗ;


• топливо-масляное направление НПЗ;


• предприятия топливо-нефтехимического и масляного направления.

Три основных сегмента нефтепереработки в РФ:

• предприятия НПЗ – крупные, это 27 объектов, суммарно перерабатывают 262 миллиона тонн сырья за год;


• предприятия, перерабатывающие нефть и газ, сектор Газпрома, суммарно 8,4 миллиона тонн за год;


• небольшие предприятия НПЗ, более 50 объектов, имеющих суммарную переработку около пяти миллионов тонн за год.

Итогом работы НПЗ на территории России является получение нефтепродуктов: моторное масло, бензин разных марок, авиационное топливо, керосин, ракетное топливо, мазут и другие тяжелые фракции.

Стратегия развития отрасли, это надежное обеспечение продуктами переработки государственных и частных структур в РФ.

Нефтепереработка Казахстана

На территории Казахстана в 2017 году уже добыто больше 28 миллионов тонн нефти, это в два раза выше показателей прошлого года за этот же временной период. Увеличение объемов добычи характеризуется способностью переработки сырья. Канат Бозумбаев, министр энергетики республики, отметил, что увеличение добычи стало возможно из-за пуска нового месторождения, Кашаган.

На фактор роста повлияли своевременно модернизированные НПЗ: Атырауское предприятие переработки, Шымкентское и Павлодарское предприятия. В ходе модернизации производств было установлено новое оборудование, произведена наладка новых технологических процессов. Продукты этих НПЗ позволяют полностью закрыть потребности Казахстана в нефтепродуктах. Хотя итоги 2016 года показали зависимость Казахстана в поставках бензина на 40% от потребностей, в основном, это высокооктановые марки.

Нефтепереработка в США

Для специалистов и экспертов показатели запасов нефти в США являются индикатором котировки этого продукта между его спросом на рынке и существующих предложений. Информацию о количестве нефти в США публикует API (American Petroleum Institute), институт нефти Америки.

В еженедельный отчет входит:

• количественный запас бензина;
• сколько нефти в запасе;
• наличие керосина;
• количество мазутного топлива;
• сколько дистиллятов.

Перечисленные продукты в американской переработке нефти занимают 85%. Есть и другой отчет, который представляет независимая структура – Энергетическое агентство Америки EIA.

Единственная разница в цифрах состоит и в том, что: агентство EIA – указывает данные от министерства Энергетики США, агентство API – это прогнозы на ближайшее время.

Цифры отчетов сказывают на все политике в области продажи нефти. Это связано с тем, что чем больше фактические запасы стратегических природных ископаемых в США, тем ниже цены на нефть на мировом рынке.

Крупные центры нефтепереработки США

Америка в добыче нефти всегда находится в первой тройке, постоянный запас колеблется в пределах 20,8 миллиарда баррелей, что составляет 1,4% мировой добычи «черного золота».

Центры нефтепереработки в США располагаются вдоль побережья атлантического океана:

• портовые объекты для переработки импортной нефти, Северо-Восток США;
• центры переработки вдоль магистральных транспортных каналов подачи нефти.

В экономике США прибыль, получаемая от продажи продуктов переработки нефти, занимает существенную позицию, это почти 7% от всего ВВП, 36,7% нефти в Америке расходуется на энергетические нужды.

Добыча сланцевой нефти для Америки необходимость, чтобы понизить зависимость от сырья Саудовской Аравии, Нигерии, Канады, Венесуэлы, других стран.

Компания WBH Energy, является лидером в добыче нефти, а наиболее освоенными районами считаются: Аляска, шельфовая добыча в Мексиканском заливе, Калифорния, Техас. До 2015 года в США был запрет на экспорт собственной нефти, сейчас его сняли, для привлечения европейского рынка на реализацию собственного сырья.

Компании и заводы нефтепереработки в России

Рассмотрим топ 5 крупных и передовых предприятий НПЗ в России, которые суммарно уже перерабатывают около 90 миллионов тонн сырой нефти.

• НПЗ город Омск, «Газпром Нефть ОНПЗ», структура Газпрома России, владелец Газпром Нефть, год строительства 1949, год пуска в эксплуатацию 1955 год. Мощность предприятия 20,88 миллиона тонн. Отношение переработки к выпускаемой продукции (глубина переработки), достигает 91%. Продукция завода: топливо разных марок, кислоты, битум, другая продукция. На предприятии следят за экологической чистотой, выбросы в атмосферу сократились по сравнению с 2000 годом в пять раз.


• Киришский НПЗ, «Киришинефтеоргсинтез», это завод Сургутнефтегаза, который имеет мощность 20,14 миллиона тонн, расположен в ленинградской области город Кириши, пуск в эксплуатацию в 1966 году. Глубина перерабатываемого сырья 54%. Отличительная черта производства, это выпуск не только ГСМ, но также: аммиак, ксилол, битум, растворители, газ. Нет фиксаций вредных выбросов в атмосферу.


• Рязанский НПЗ, «Рязанская нефтеперерабатывающая компания, структура Роснефти. Имеет мощность 18,81 миллиона тонн. Продукция завода: автомобильный бензин разных марок, дизельное топливо, котельное топливо, авиационный керосин, битумы для строительной отрасли и дорожных работ. Глубина переработки достигает 68%. На заводе работает центр исследований экологии в регионе, ежегодно производятся лабораторные исследования и замеры вредоносных выбросов в атмосферу.


• Предприятие компании Лукойл «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез», город Кстово, Нижегородская область. Мощность предприятия 17,1 миллиона тонн, пуск завода в эксплуатацию в 1958 году. Глубина переработки до 75%. Предприятие города Кстово производит около 70 видов продукции, включая топливо и ГСМ, кроме этого есть собственная специфика, это выпуск пищевого парафина.


• Предприятие «Лукойл-Волгограднефтепереработка», год пуска в эксплуатацию в 1957 году, с 1991 года является структурой компании Лукойл. Перерабатывает сырье с глубиной 93%. Мощность предприятия 15,71 миллиона тонн, выпускает продукцию: сжиженный газ, бензин, дизельное топливо, до 70 видов наименований продукции.

Специалистами отмечается увеличение глубины переработки сырой нефти в РФ, увеличение первичной переработки сырья, наращивание мощности предприятиями, этим улучшается качество выпускаемой продукции. Одновременно замечается активная позиция НПЗ в борьбе на уменьшение вредных выбросов и загрязнений атмосферы.

Центры, комплексы и объекты нефтепереработки

Нефть не применяется в сыром виде, она нуждается в первичной и вторичной переработке, чем занимаются центры и комплексы по всему миру.

Россия считается лидером добычи, но не является лидером переработки «черного золота», мировые центры располагаются по рейтингу:

• Соединенные штаты Америки;
• Япония;
• Германия;
• Франция;
• Китай;
• Англия;
• Бразилия;
• другие государства.

Объемы российской продукции переработки на рынке представлены следующими компаниями: Лукойл, «Салаватнефтеоргсинтез», «Уфаоргсинтез», «Башкирия химия» и другие компании.

В Московской области и в промышленной зоне столицы располагаются следующие передовые предприятия нефтехимии: «Полимерия», «АкваХим», «Роспоставка», «ХимЭкспресс», и другие предприятия.

Эксплуатация объектов нефтепереработки

Объекты нефтепереработки, это сложные по организации системы, которые решают задачи переработки углеводородного сырья в продукцию товарного вида или в полуфабрикаты для нефтехимии.

Основные элементы, входящие в эксплуатацию объектов НПП:

• реакторы и технологические трубопроводы;


• колонные аппараты;


• резервуары и компрессорное оборудование совместно с насосами.

Кроме, основного оборудования и установок в эксплуатации объектов НПП задействовано оборудование, обеспечивающее технологический процесс:

• электрические шкафы и другое электротехническое оборудование;


• системы контрольной измерительной аппаратуры;


• инженерные системы водного снабжения.

Количество элементов, принимающих участие в эксплуатации объекта НПП, из-за которых может возникнуть аварийная ситуация вследствие их вывода из эксплуатации (поломки), достигает разных значений от сотен до тысяч. По этой причине важно своевременно проводить анализ рисков технологической системы. Существуют специальные методики для проведения подобных расчетов.

Технологии нефтепереработки

Переработка нефти на предприятиях НПЗ заключается в прохождении сырья нескольких стадий:

1. Деление исходного сырья по фракциям, параметр, отвечающий за это, температура кипения.


2. Применение химически соединений в переработке полученных объединений, получение товарного продукта.


3. Процесс смешивания составляющих с добавлением специальных смесей.

Нефтехимия – это научное отделение, которое занимается тщательной переработкой исходного сырья. Задачей этого направления является получение конечного продукта из нефти, а также полуфабрикатов для химической отрасли.

Основная продукция - это аммиак, кетон, кислота, спирт, альдегиды и другие соединения. Для получения нефтехимической продукции сейчас используется только 10% из добытой нефти и переработки ее.

Основные технологические процессы и способы нефтепереработки

Основные процессы переработки нефти, это первичные, которые не делают химического воздействия на исходное сырье, происходит деление добываемой нефти на фракции, а также вторичные, когда ставится задача получения больших объемов топлива воздействием на химическую структуру нефти и получением более простых соединений.

Первичный процесс состоит из трех стадий:

• подготовительный этап добытой нефти, проводится очистка и удаление газов с водой, применяется электрообессоливающее оборудование;


• атмосферная перегонка очищенного сырья, где применяется ректификационная колонна, и получают фракции: керосин, бензин, дизельное топливо;


• дальнейшая перегонка – для получения мазута.

Каталитические процессы в нефтепереработке

Каталитический процесс применяется для увеличения качественного продукта на выходе. К современным каталитическим процессам можно отнести: сероочистка, крекинг, гидрокрекинг, риформинг, изомеризация.

Одним из широко используемых каталитических процессов является каталитический крекинг, за счет которого появилась возможность получения больших объемов в переработки сырья фракций с низким порогом кипения.

За счет применения современных катализаторов с синтетическими цеолитами элементы окислов редкоземельных металлов объем, получаемой продукции увеличился до 40%.

Катализаторы в нефтепереработке

В каталитических процессах большое значение имеют применяемые катализаторы. Например, гидрокрекинг заключается в расщеплении структуры углеводорода под давлением в водородной среде.

Процесс риформинга предполагает использование катализатором тонкодисперсной платины, которая наносится на окисноалюминиевый носитель. Таким образом, из парафинов получается ароматический продукт для высокооктановых марок бензина и ароматических полуфабрикатов для химической отрасли.

Применение рения в качестве добавок к катализаторам позволило интенсифицировать процесс переработки. Платиновые и палладиевые катализаторы необходимы для получения лучшего качество бензина.

Ректификация в нефтепереработке

Процесс нефтепереработки, который происходит при разделении смесей за счет движения встречных масс и применяемого теплового обмена между жидкостью и паром, называют ректификацией. Этот процесс является первичной переработкой исходного сырья, когда при делении на фракции получается следующая продукция: дизельное топливо, бензин, керосин, мазут.

В ректификации светлые фракции (бензин и керосин, дизтопливо) получают на установках АТ (атмосферные трубчатки). Нагревание происходит в трубчатой печи. Остаток этого перегона мазут перерабатывается в вакуумной установке для получения моторных и смазочных масел.

Вторичные процессы нефтепереработки

В нефтепереработке вторичные процессы доводят полученные продукты первичной переработки к товарному виду.

Виды вторичных процессов:

• увеличение объема (углубление переработки) применяя крекинг термический и каталитический, гидрокрекинг;


• улучшение качества путем применения риформинга, гидроочистки, изомеризации;


• получение ароматических углеводородов, производство масел.

Риформинг применяется в основном для бензина. При риформинге происходит насыщение ароматическими смесями для получения высококачественного бензина.

Гидрокрекинг необходим для получения качественного дизельного топлива. В процессе используется способ молекулярного расщепления газа в излишках гидрогена.

Современное оборудование переработки - это комбинированные установки, где сочетаются первичные и вторичные процессы.

Глубина нефтепереработки

Глубиной переработки нефти называют параметр (ГПН), который показывает соотношение между количеством добытого сырья и полученного товарного продукта или полуфабрикатов для химии. На основании ГПН определяется эффективность НПЗ.

От качества исходного сырья зависит значение ГПН, а также сфера применения продукции. Западные страны считают ГПН только в топливном направлении, и берут во внимание только продукты светлой фракции.

Специалисты сейчас подразделяют НПЗ по виду переработки на: углубленной и неглубокой. Показатель ГПН указывает на насыщенность производства оборудованием и установками переработки исходного сырья.

Автоматизация процессов нефтепереработки

Нефтяная переработка является комплексом взаимосвязанных процессов (физических и химических), которые должны улучшить качество продукта на выходе.

Автоматизация НПЗ повышает эффективность производственных процессов. В современных условиях требования к получаемому качественному продукту могут реализовываться вводом автоматического контроля для получения товарного продукта.

Для повышения уровня автоматизации НПЗ:

• внедряются технологические идеи с использованием цифрового оборудования;


• применяются регулирующих автоматических устройств.

Автоматизация предприятия снижает расходную часть НПЗ, дает возможность компьютерного слежения за процессами.

Установки, аппараты, оборудование нефтепереработки

Предприятия нефтяной переработки используют в основном следующее оборудование и установки: резервуары и генераторы, фильтра, газовые и жидкостные нагреватели, факельные системы, паровые турбины и теплообменники, компрессорные установки, трубопроводы и другое оборудование.

Предприятия НПЗ применяют печи для термической перегонки нефти и деления ее на фракции. Для сжигания остатков получаемых от производственного процесса используются трубчатые печи. Основой переработки является деление сырья на фракции.

Затем, с учетом направленность НПЗ и вида оборудования, происходит дальнейшая переработка первичной продукции, проводится очистка и последующее деление для получения товарного вида продукции.

Печи и теплообменники в нефтепереработке

Печи, применяемые в нефтепереработке – это агрегаты, необходимые:

• для подогрева добытой нефти, эмульсии, газового конденсата и газа;


• для обеспечения процесса рекуперации;


• для пиролиза нефти.

Основная проблема в использовании печей в нефтепереработке, это коксообразование, когда происходят процессы крекинга, что приводит к неэффективному использованию трубопроводов, теплообменников.

Теплообменник – это устройство, без которого НПЗ работать не может. Количество теплообменников на предприятии зависит от объема конечного товара и технологической оснащенности.

Современное предприятие нефтепереработки имеет около 400 устройств теплового обмена, среда, которая проходит в них: дизельное топливо, керосин, бензин, мазут.

Применяемое давление в теплообменники достигает 40 атмосфер, когда среда нагревается до 400 градусов Цельсия. Часто используются устройства, рассчитанные на давление 25 атмосфер, это зависит от профильных технологий НПЗ.

Реакторы нефтепереработки

Предприятия НПЗ для улучшения параметра ГПН (глубины очистки) используют реакторное оборудование для таких процессов, как: гидроочистка, риформинг, гидрокрекинг, гидроконверсия. Это оборудование для глубоко переработки исходного сырья, получения бензина европейских марок.

Оборудование изготавливается по лицензиям таких мировых компаний: ExxonMobil, Chevron Lummus Global.

Продукты и отходы нефтепереработки

Когда добытая нефть отправляется на переработку, на выходе помимо товарной продукции всегда присутствуют отходы нефтепереработки.

Основные продукты нефтепереработки это продукция НПЗ полученная путем применения процессов первичной и вторичной переработки, к ним относятся: высококачественный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин, ракетное топливо, моторные масла, мазут, продуты нефтехимии.

К отходам нефтепереработки относят адсорбенты. Это химические вещества, которые нельзя подвергать дальнейшей регенерации. Основным методом утилизации отходов является сжигание. Но сжигание может наносить существенный вред окружающей среде.

Есть варианты применения золы и шлака, отходов нефтепереработки, как наполнителей для строительной продукции, редко используются для удобрений или же для получения химических элементов. Когда нельзя провести утилизацию отходов их отправляют на хранение в специальные отвалы.

Экология и охрана окружающей среды при нефтепереработке

Предприятия НПЗ оказывают влияние на экологию всего региона. Весь процесс переработки сопровождается наличием вредных веществ в экологии региона.

На крупных заводах НПЗ есть собственные лаборатории для постоянного контроля вредных выбросов в атмосферу. Исходя из направленности работы перерабатывающих предприятий, можно говорить о вреде, который может наноситься экологии.

Например, при переработке сернистой нефти загрязнения атмосферы распространяется на большие расстояния. Поэтому на каждом предприятии плановая работа по уменьшению загрязнений окружающей предприятие среды.

Продукция, установки, оборудование, технологии, процессы, центры, предприятия нефтепереработки на выставке «Нефтегаз» в «ЦВК Экспоцентр».

Читайте другие наши статьи:

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направления (специальность)- Химическая технология

Кафедра химической технологии топлива и химической кибернетики

Современное состояние нефтепереработки и нефтехимии

Научно-образовательный курс

Томск – 2012

1 Проблемы переработки нефти . 3

2 Организационная структура нефтепереработки в России . 3

3 Региональное распределение нефтеперерабатывающих предприятий . 3

4 Задачи в области создания катализаторов . 3

4.1 Катализаторы крекинга . 3

4.2 Катализаторы риформинга . 3

4.3 Катализаторы гидропереработки . 3

4.4 Катализаторы изомеризации . 3

4.5 Катализаторы алкилирования . 3

Выводы .. 3

Список литературы .. 3

1 Проблемы переработки нефти

Процесс переработки нефти по глубине переработки можно разделить на два основных этапа:

1 разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2 переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка товарных нефтепродуктов (вторичная переработка). Углеводородные соединения, содержащиеся в нефти, имеют определенную температуру кипения, выше которой они испаряются. Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции:

а) бензиновая фракция, содержащая легкий бензин, бензин и лигроин;

б) керосиновая фракция, содержащая керосин и газойль;

в) мазут, который подвергается дополнительной перегонке (при дистилляции мазута получаются соляровые масла, смазочные масла и остаток – гудрон).

В связи с этим нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов (в частности, каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование), призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов . Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рисинок 1).

Рисунок 1. - Сроки эксплуатации российских НПЗ

Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рисунок 2).

Рисунок 2. - Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета)

При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рисунок 3).

font-size:14.0pt;line-height:150%;font-family:" times new roman>Рисунок 3. - Производство и распределение топлива, млн т

При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22% , т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).

К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты.

2 Организационная структура нефтепереработки в России

В России функционирует 27 крупных НПЗ и 211 МНПЗ. Кроме того, ряд ГПЗ также занимаются переработкой жидких фракций (конденсата). При этом имеет место высокая концентрация производства - в 2010 г. 86,4 % (216,3 млн т) всей первичной переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав 8 вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК) (рисунок 4). Ряд российских ВИНКов-ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК- BP ", ОАО "Газпром нефть", ОАО "НК "Роснефть" - владеют либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом (в частности, в Украине, Румынии, Болгарии, Сербии, Китае).

Объемы первичной переработки нефти в 2010 г. независимыми компаниями и МНПЗ составляют сравнительно с ВИНКами незначительные величины-26,3 млн т (10,5 %общероссийского объема) и 7,4 млн т (2,5 %) соответственно при показателях загрузки установок первичной переработки 94, 89 и 71 % соответственно.

По итогам 2010 г. лидером по объему первичной нефтепереработки является "Роснефть"- 50,8 млн т (20,3 % общероссийского). Значительные объемы нефти перерабатывают заводы "ЛУКОЙЛа" -45,2 млн т, "Группы Газпром" -35,6 млн т, ТНК-ВР - 24 млн т, "Сургутнефтегаза" и "Башнефти" - по 21,2 млн т.

Крупнейший в стране завод - Киришский НПЗ мощностью 21,2 млн т/год (ОАО "Киришинефтеоргсинтез" входит в состав ОАО "Сургутнефтегаз"); другие крупные заводы также контролируются ВИНКами: Омский НПЗ (20 млн т) -"Газпром нефтью", Кстовский (17 млн т) и Пермский (13 млн т)- "ЛУКОЙЛом", Ярославский (15 млн т)-ТНК-ВР и "Газпром нефтью", Рязанский (16 млн т) -ТНК-ВР.

В структуре выпуска нефтепродуктов концентрация производства наиболее высока на сегменте бензинов. В 2010 г. предприятия ВИНКов обеспечивали 84 % производства нефтяных топлив и масел в России, в том числе около 91 % выпуска автомобильного бензина, 88 % - дизельного топлива, 84 % - мазута. Автомобильные бензины поставляются преимущественно на внутренний рынок , в основном контролируемый ВИНКами. Заводы, входящие в состав компаний, имеют наиболее современную структуру, относительно высокую долю вторичных процессов и глубину переработки.

Рисунок 4. - Первичная переработка нефти по основным компаниям и концентрация производства в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 г.

Технический уровень большинства НПЗ также не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема – высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 – 60% при среднем показателе на зарубежных заводах – 90%.

Значения Индекса Нельсона (коэффициента технологической сложности) для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рисунок 5). Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием.

Рисунок 5. - Индекс Нельсона на НПЗ в РФ

3 Региональное распределение нефтеперерабатывающих предприятий

Региональное распределение предприятий, обеспечивающих более 90 % первичной переработки нефти в России, характеризуется существенной неравномерностью как по территории страны, так и по объемам переработки, относящимся к отдельным федеральным округам (ФО) (табл. 1).

В Приволжском ФО сосредоточено более 40 % всех российских нефтеперерабатывающих мощностей. Наиболее крупные заводы в округе принадлежат "ЛУКОЙЛ" ("Нижегороднефтеоргсинтез" и "Пермнефтеоргсинтез"). Значительные мощности контролируются "Башнефтью" (Башкирская группа предприятий) и "Газпромом" ("Группа Газпром"), а также сосредоточены на НПЗ "Роснефти" в Самарской области (Новокуйбышевский, Куйбышевский и Сызранский). Кроме этого, существенную долю (около 10 %) обеспечивают независимые переработчики -НПЗ "ТАИФ-НК" и Марийский НПЗ.

В Центральном ФО перерабатывающие предприятия обеспечивают 17 % всего объема первичной переработки нефти (без учета МНПЗ), при этом на ВИНКи ("ТНК-ВР" и "Славнефть") приходится 75 % объема, а на МосковскийНПЗ-25 %.

В Сибирском ФО функционируют заводы "Роснефти" и "Группы Газпром". "Роснефть" владеет крупными заводами в Красноярском крае (Ачинский НПЗ) и Иркутской области (Ангарская НХК), а "Группа Газпром" контролирует один из крупнейших и высокотехнологичных заводов на территории России - Омский НПЗ. В округе перерабатывается 14,9 % нефти в стране (без учета МНПЗ).

В Северо-Западном ФО расположены самое крупное российское нефтеперерабатывающее предприятие "Киришинефтеоргсинтез" (Киришский НПЗ), а также Ухтинский НПЗ, суммарные мощности которых составляют несколько более 10 % общероссийского показателя.

В Южном ФО сосредоточено около 10 % мощностей по первичной переработке нефти, при этом почти половину объема переработки (46,3 %) обеспечивают предприятия "ЛУКОЙЛа".

В Дальневосточном ФО перерабатывается 4,5 % российской нефти. Здесь расположены два крупных завода - Комсомольский НПЗ, контролируемый "Роснефтью", и "Альянс-Хабаровский НПЗ", входящий в группу компаний "Альянс". Оба завода находятся на территории Хабаровского края , их суммарная мощность - около 11 млн т в год.

Таблица 1. - Распределение объёмов переработки нефти предприятиями ВИНКов и независимыми производителями по федеральным округам в 2010 г. (без учёта МНПЗ)

В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Были реализованы интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5 года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на темные, т. о. к 2013 г. ставки должны сравняться и будут составлять 60% от пошлины на нефть) и дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное топливо в зависимости от качества, разработаны стратегия развития отрасли до 2020 г. развития нефтепереработки с объемом инвестиций ~1,5 трлн руб. и генеральная схема размещения объектов нефтегазопереработки, а также представлена система технологических платформ для ускорения разработки и внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий нефтепереработки.

В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации.

4 Задачи в области создания катализаторов

Самые современные перерабатывающие предприятия нефтегазового комплекса без использования катализаторов не способны выпускать продукцию с высокой добавленной стоимостью . В этом состоит ключевая роль и стратегическое значение катализаторов в современной мировой экономике.

Катализаторы принадлежат к высокотехнологичным изделиям, с которыми связывают научно-технический прогресс в базовых отраслях экономики любой страны. С использованием каталитических технологий в России производится 15% валового национального продукта , в развитых странах - не менее 30%.

Расширение масштабов применения макротехнологии «Каталитические технологии» является мировой тенденцией технологического прогресса.

С высоким предназначением катализаторов резко контрастирует пренебрежительное отношение российского бизнеса и государства к их разработке и производству. продукции, при создании которой использовались катализаторы, их доля в себестоимости составляет менее 0,5%, что было интерпретировано не как показатель высокой эффективности, а как малозначимая отрасль, не приносящая большого дохода.

Переход страны к рыночной экономике, сопровождавшийся сознательной утратой государством контроля в области разработки, производства и применения катализаторов, что было очевидной ошибкой, обусловил катастрофический спад и деградацию отечественной катализа горной подотрасли.

Российский бизнес сделал выбор в пользу применения импортных катализаторов. Возникла прежде не существовавшая зависимость от импорта катализаторов в нефтепереработке - 75%, нефтехимии - 60%, химической промышленности - 50%, уровень которой превышает критический с точки зрения суверенитета (способности функционировать без импортных закупок) перерабатывающих отраслей экономики страны. По масштабу зависимость нефтехимической отрасли России от импорта катализаторов можно квалифицировать как «каталитический наркотик».

Возникает вопрос: насколько объективна эта тенденция, отражает ли она естественный процесс глобализации или является экспансией мировых лидеров в области производства катализаторов? Критерием объективности может быть низкий технический уровень отечественных катализаторов либо их высокая цена. Однако, как показали результаты выполнения Институтом катализа СО РАН и ИППУ СО РАН инновационного проекта «Разработка нового поколения катализаторов для производства моторных топлив», отечественные промышленные катализаторы крекинга марки Люкс и риформинга ПР-71, эксплуатируемые на установках нефтяных компаний «Газпромнефть» и ТНК-ВР, не только не уступают, но по ряду параметров показывают преимущества по сравнению с лучшими образцами ведущих национальных компаний мира при существенно меньшей стоимости. Меньшая эффективность отечественных промышленных катализаторов отмечается для процессов гидропереработки нефтяного сырья, что в ряде случаев оправдывает их импорт.

Из-за отсутствия в течение длительного времени динамики существенной модернизации катализаторной подотрасли сложилась ситуация, когда производства катализаторов перешли в пограничную область (с преобладанием оценок полного ее исчезновения) либо, в лучшем случае, были поглощены иностранными фирмами. Однако, как показывает опыт (упомянутый выше инновационный проект), даже незначительная поддержка государства позволяет реализовать имеющийся научно-технический и инженерно-технологический потенциал для создания конкурентоспособных промышленных катализаторов и противостоять давлению мировых лидеров в этой области. С другой стороны, это показывает губительность положения, при котором производство катализаторов оказывается непрофильной и малодоходной областью деятельности крупных нефтяных компаний. И только понимание исключительной важности катализаторов для экономики страны в состоянии радикально изменить угнетенное положение катализаторной промышленности. При наличии в нашей стране профессиональных инженерно-технологических кадров и производственного потенциала государственная поддержка и комплекс организационных мер позволят стимулировать востребованность отечественных каталитических технологий, поднять производство катализаторов, так необходимых для модернизации нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплексов, что в свою очередь обеспечит рост эффективности использования углеводородных ресурсов.

Ниже рассмотрены задачи, которые представляются актуальными для разработки новых каталитических систем для важнейших процессов нефтепереработки.

На этапе развития каталитического крекинга дистиллятного сырья наиболее важной задачей было создание катализаторов, обеспечивающих максимальный выход компонентов автобензинов. Многолетняя работа в этом направлении проводилась ИППУ СО РАН в сотрудничестве с нефтяной компанией «Сибнефть» (в настоящее время «Газпромнефть»), В результате был разработан и налажен выпуск промышленных катализаторов крекинга (последняя серия «Люкс»), которые по химическому строению и технологии производства принципиально отличаются от зарубежных каталитических композиций. По ряду эксплуатационных характеристик, а именно по выходу крекинг-бензина (56% масс.) и селективности его образования (83%) эти катализаторы превосходят импортируемые образцы.

В настоящее время в ИППУ СО РАН завершены научно-исследовательские работы по созданию каталитических систем, обеспечивающих выход бензина до 60-62% при селективности на уровне 85-90%. Дальнейший прогресс в этом направлении связан с повышением октанового числа крекинг-бензина с 91 до 94 (по исследовательском методу) без значительной потери выхода продукта, а также со снижением содержания серы в бензине.

Последующий этап развития каталитического крекинга в отечественной нефтехимической промышленности. предусматривающий использование нефтяных остатков (мазута) в качестве сырья, потребует каталитических систем, обладающих высокой металлостойкостью. Под этим параметром понимают степень накопления катализатором металлов ( Ni и V. которые в структуре порфиринов содержатся в углеводородном сырье) без ухудшения его эксплуатационных характеристик. В настоящее время содержание металлов в работающем катализаторе достигает 15000 ррт. Предлагаются подходы к нейтрализации дезактивирующего действия Ni и V за счет связывания этих металлов в слоистых структурах матрицы катализатора, что позволит превзойти достигнутый уровень металлоемкости катализаторов.

Нефтехимический вариант каталитического крекинга, технология которого получила название «глубокий каталитический крекинг», является ярким примером процесса интеграции нефтепереработки и нефтехимии. По этой технологии целевым продуктом являются легкие олефины С2-С4, выход которых достигает 45-48%(масс.). Каталитические композиции для данного процесса должны отличаться повышенной активностью, что предполагает включение в состав катализаторов нетрадиционных для крекинга цеолитов и высококислотных компонентов нецеолитной структуры. Соответствующие исследования по разработке современного поколения катализаторов глубокого крекинга ведутся в ИППУ СО РАН.

Эволюционное развитие научных основ приготовления катализаторов в направлении химического конструирования каталитических композиций как нанокомпозиционных материалов является основным направлением деятельности ИППУ СО РАН в области совершенствования и создания новых катализаторов.

Каталитические системы на основе композиции Pt + Sn + Cl /А l 2 O 3 и технологии процесса риформинга с непрерывной регенерацией катализатора обеспечивают очень высокую глубину ароматизации углеводородного сырья, которая приближается к термодинамически равновесной. Совершенствование промышленных катализаторов риформинга в последние десятилетия осуществляется по пути оптимизации физико-химических свойств и модификации химического состава носителя - оксида алюминия , преимущественно γ модификации, а также путем модернизации технологий его производства. Лучшие носители катализаторов - однородно-пористые системы, в которых доля пор размером 2.0-6.0 нм составляет не мене 90% при общем удельном объеме пор 0.6-0.65 см3/г. Важно обеспечить высокую стабильность удельной поверхности носителя, на уровне 200-250 м2/г, чтобы она мало изменялась при окислительной регенерата катализатора. Это связано с тем, что от удельной поверхности носителя зависит его способность удерживать хлор, содержание которого в катализаторе в условиях риформинга необходимо поддерживать на уровне 0,9-1.0% (масс.).

Работы по совершенствованию катализатора и технологии его приготовления обычно базируются на модели активной поверхности, но зачастую исследователи руководствуются огромным экспериментальным и промышленным опытом, накопленным более чем за 50 лет эксплуатации процесса, считая с перехода на установки платформинга. Новые разработка направлены на дальнейшее повышение показателей по селективности процесса ароматизации парафиновых углеводородов (до 60%) и продолжительное первого реакционного цикла (не менее двух лет).

Высокая стабильность работы катализатора становится главным преимуществом на рынке катализаторов риформинга. Показатель стабильности определяется продолжительностью межремонтных пробегов установок риформинга, который увеличивался по мере совершенствования технологического оборудования последние 20 лет с 6 месяцев до 2 лет и имеет тенденцию к дальнейшему росту. К настоящему времен научные основы оценки фактической стабильности катализатора еще не разработаны. Можно экспериментально определить с помощью различных критериев только относительную стабильность. Корректность такой оценки с точки зрения ее объективности для прогноза длительности работы катализатора в промышленных условиях вызывает дискуссию.

Отечественные промышленные катализаторы серий ПР, REF , RU по эксплуатационным характеристикам не уступают зарубежным аналогам. Тем не менее увеличение их стабильности остается актуальной технологической задачей.

Процессы гидропереработки отличаются очень высокой производительностью. Их интегральная мощность достигла уровня 2.3 млрд. т/год и составляет почти 60% от объема продуктов переработки нефти в мировой экономике. Производство катализаторов гидропереработки 100 тыс. т/год. Номенклатура их насчитывает более 100 марок. Таким образом, удельный расход катализаторов гидропереработки в среднем составляет 40-45 г/т сырья.

Прогресс в создании новых катализаторов гидрообессеривания в России менее значителен, чем в развитых странах, где работы в этом направлении были стимулированы законодательными нормами содержания серы во всех видах топлива. Так, по европейским стандартам лимитируемое содержание серы в дизельном топливе в 40-200 раз меньше, чем по российским стандартам. Примечательно, что столь существенный прогресс достигнут в рамках одной и той же каталитической композиции Ni -(Co )- Mo - S / Al 2 03, которая используется в процессах гидроочистки более 50 лет.

Реализация каталитического потенциала этой системы происходила эволюционно, по мере развития исследований структуры активных центров на молекулярном уровне и нано уровне, раскрытия механизма химических превращений гетероатомных соединений и оптимизации условий и технологии приготовления катализаторов, обеспечивающих наибольший выход активных структур при одном и том же химическом составе катализатора. Именно в последнем компоненте проявилась отсталость российских промышленных катализаторов гидропереработки, которые по эксплуатационным характеристикам соответствуют мировому уровню начала 90-х годов прошлого века.

В начале XXI века на основе обобщения данных с работоспособности промышленных катализаторов было сделано заключение, что потенциал активности нанесенных систем практически исчерпан. Однако недавно были разработаны принципиально новые технологии производства композиций Ni -(Co )- Mo - S , не содержащих носителей, основанные на синтезе наноструктур методом смешения (технологии Stars и Nebula ). Активность катализаторов удалось увеличить в несколько раз. Развитие этого подхода представляется перспективным для создания новых поколений катализаторов гидроочистки. обеспечивающих высокую (близкую к 100%) конверсию гетероатомных соединений с удалением серы вплоть до следовых количеств.

Из множества изученных каталитических систем предпочтение отдается платиносодержащему (0,3- 0,4%) сульфатированному диоксиду циркония. Сильные кислотные (как протонодонорные, так и электроноакцепторные) свойства позволяют осуществить целевые реакции в термодинамически благоприятной области температур (150-170 °С). В этих условиях даже в области высоких конверсий н -гексан селективно изомеризуется в диметилбутаны, выход которых за один пробег установки достигает 35-40%(масс.).

С переходом процесса скелетной изомеризации углеводородов из малотоннажного в базовый производственные мощности этого процесса в мировой экономике активно наращиваются. Мировым тенденциям следует и российская нефтепереработка, в основном реконструируя устаревшие установки риформинга под процесс изомеризации. Специалистами НПП «Нефтехим» разработан отечественный вариант промышленного катализатора марки СИ-2, который по техническому уровню не уступает зарубежным аналогам и уже используется на ряде НПЗ. Относительно развития работ по созданию новых, более эффективных катализаторов изомеризации можно сказать следующее.

Конструирование катализатора основывается в большей степени не на синтезе активных структур в соответствии с механизмом процесса, а на эмпирическом подходе. Перспективно создание альтернативных хлорированному оксиду алюминия катализаторов, работающих при температурах 80-100 °С, которые смогут обеспечить выход диметилбутанов из н -гексана на уровне 50% и выше. Остается еще нерешенной проблемой селективная изомеризация н -гептана и н -октана в высокоразветвленные изомеры. Особый интерес представляет создание каталитических композиций, реализующих синхронный (концертный) механизм скелетной изомеризации.

В течение 70 лет процесс каталитического алкилирования проводился с использованием жидких кислот ( H 2 S 04 и HF ), и более 50 лет предпринимаются попытки заменить жидкие кислоты на твердые особенно активно в последние два десятилетия. Выполнен большой объем исследовательских работ с использованием различных форм и типов цеолитов, импрегнированных жидкими кислотами, гетерополикислотами, а также анионмодифицированными оксидами и, прежде всего, сульфатированным диоксидом циркония как суперкислотой.

Непреодолимым на сегодняшний день препятствием для промышленной реализации катализаторов алкилирования остается низкая стабильность твердокислотных композиций. Причинами быстрой дезактивации таких катализаторов являются в 100 раз меньшее число активных центров в 1 моль катализатора, чем в серной кислоте; быстрая блокировка активных центров ненасыщенными олигомерами, образующимися в результате конкурирующей реакции олигомеризации; блокировка пористой структуры катализатора олигомерами.

Рассматривается два подхода к созданию промышленных версий катализаторов алкилирования как вполне реальные. Первый направлен на решение следующих задач: увеличение числа активных центров не менее 2- 10~3 моль/г; достижение высокой степени регенерации - не менее десятков тысяч раз за срок службы катализатора.

При этом подходе стабильность работы катализатора не является ключевой проблемой. Инженерное оформление технологии процесса предусматривает регулирование продолжительности реакционного цикла. параметром регулирования является кратность циркуляции катализатора между реактором и регенератором. На этих принципах фирмой UOP разработан процесс Alkylene . предлагаемый для промышленной коммерциализации .

Для реализации второго подхода необходимо решить следующие задачи: увеличить время жизни единичного активного центра; совместить в одном реакторе процессы алкилирования и селективного гидрирования ненасыщенных олигомеров.

Несмотря на некоторые успехи в реализации второго подхода, достигнутый уровень стабильности катализатора еще недостаточен для промышленного его применения. Отметим, что в мировой нефтепереработке до сих пор еще не введены промышленные мощности алкилирования на твердых катализаторах. Но можно ожидать, что прогресс в разработке катализатора и инженерном оформлении технологии процесса достигнет уровня начала коммерциализации твердокислотного алкилирования в ближайшей перспективе.

Выводы

1. Нефтеперерабатывающая промышленность России - организационно высококонцентрированная и территориально диверсифицированная отрасль нефтегазового комплекса, обеспечивающая переработку около 50 % объема жидких углеводородов, добываемых в стране. Технологический уровень большинства заводов, несмотря на проведенную в последние годы модернизацию, значительно уступает показателям развитых стран.

2. Наиболее низкие индексы сложности процессов и глубина переработки - на заводах "Сургутнефтегаза", "РуссНефти", "Альянса", а также на МНПЗ, тогда как технологические характеристики НПЗ "Башнефти", "ЛУКОЙЛа" и "Газпром нефти" в основном соответствуют мировому уровню. В то же время самый крупный в стране Киришский НПЗ (мощность по сырью - более 21 млн т) имеет самую низкую глубину переработки - чуть выше 43 %.

3. В последние десятилетия снижение мощностей по первичной переработке нефти на крупных заводах, в том числе Омском, Ангарском, Уфимском, Салаватском, составило около 100 млн т, при этом было создано большое число внепромысловых НПЗ, предназначенных в основном для первичной переработки нефти с целью получения и экспорта темных нефтепродуктов.

4. В период гг. в условиях роста добычи нефти в стране и увеличения внутреннего спроса на моторные топлива происходило расширение объемов переработки и повышение выпуска нефтепродуктов, в результате чего в 2010 г. уровень загрузки мощностей ряда компаний (предприятия "ЛУКОЙЛа", "Сургутнефтегаза" и НПЗ "ТНК-ВР", "ТАИФ-НК") достиг 100 % при среднероссийском показа%. Невозможность дальнейшего увеличения выпуска нефтепродуктов за счет резерва производственных мощностей привела к усилению напряженности и дефициту на российском рынке моторных топлив в 2011 г.

5. Для повышения эффективности нефтеперерабатывающей промышленности России, обеспечения технологической и региональной сбалансированности нефтяного комплекса в целом необходимо:

· продолжить модернизацию существующих НПЗ практически во всех регионах страны (европейская часть, Сибирь, Дальний Восток), а в случае наличия технических возможностей расширить их мощности по сырью;

· построить новые высокотехнологичные НПЗ в европейской части страны (ТАНЕКО, Кириши-2);

· сформировать систему локальных и промысловых НПЗ и ГПЗ в Восточной Сибири (Ленек) и новых НПЗ и НХК регионального и экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта Елизарова).

Таким образом, для решения поставленных перед отраслью задач, необходима тесная интеграция науки, академического и вузовского сообщества, а также бизнеса и государства. Такое объединение будет способствовать выходу России на перспективный уровень развития технологий и производства. Это позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий, поможет внедрить новые инновационно-направленные российские разработки.

Список литературы

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года: распоряжение Правительства Российской Федерации от 01.01.2001 [Электронный ресурс] // МинПромТорг России - Режим доступа: http :// Svww . minprom . gov . ru / docs / strateg /1 ;

2. Дорожная карта «Использование нанотехнологий в каталитических процессах нефтепереработки» [Электронный ресурс] // РОСНАНО-2010. Режим доступа: http :// www . rusnano . com / Section . aspx / Show /29389 ;

3. Новые технологии: глубина переработки нефти может быть увеличена до 100 % [Электронный ресурс] // Агентство нефтегазовой информации - 2009. - №7 - Режим доступа: http :// angi . ru / news . shtml ? oid =2747954 ;

4. . Проблемы и пути развития глубокой переработки нефти в России. // Бурение и нефть - 2011 - №5 с;

5. , И В. Филимонова. Проблемы и перспективы переработки нефти в России // Мир нефтепродуктов - 2011 - №8 - с. 3-7;

6. , Л. Эдер. Нефть и газ России. Состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль - 2007 - №7 - с. 16-24;

7. , . Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2N 3 .- С. 45-59;

8. .С. Шматко Комплексный ответ на старые вопросы // Нефть РоссииN 2 .- С. 6-9;

9. . , . На пути к высоким переделам // Нефть РоссииN 8 - С. 50-55;

10. . Перерабатывать, а не торговать сырой нефтью // Бурение и нефтьN 5 С. 3-7;

11. П. . Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте - и газохимии и РФ // , - М.: Экон-Информ, 20е.;

12. Э. Теляшев, И. Хайрудинов. Нефтепереработка: новые-старые технологии. // Технологии. Нефтепереработка - 2004 - . 68-71;

13. . Химия нефти и топлив: учебное пособие / . - Ульяновск: УлГТУ, 2007,- 60 с;

14. . Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа. Учебное пособие / , ; Под ред. . - СПб.: Недра, 2006. - 868 с.

Сущность нефтеперерабатывающего производства
Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:
1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;
2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка) ;
3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство) .
Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.
Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.
В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

Поставка и приём нефти
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы . Температура процесса - 100-120°С.

Первичная переработка нефти
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка . Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки .

1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки) , через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг) , а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы (рис.7).

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках , в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

Продукты первичной переработки нефти

Наименование	Интервалы кипения (состав)	Где отбирается	Где используется (в порядке приоритета)
Рефлюкс стабилизации	Пропан, бутан, изобутан	Блок стабилизации	Газофракционирование, товарная продукция, технологическое топливо
Стабильный прямогонный бензин (нафта)		Вторичная перегонка бензина	Смешение бензина, товарная продукция
Стабильная легкая бензиновая		Блок стабилизации	Изомеризация, смешение бензина, товарная продукция
Бензольная		Вторичная перегонка бензина	Производство соответствующих ароматических углеводородов
Толуольная		Вторичная перегонка бензина
Ксилольная		Вторичная перегонка бензина
Сырьё каталитического риформинга		Вторичная перегонка бензина	Каталитический риформинг
Тяжелая бензиновая		Вторичная перегонка бензина	Смешение керосина, зимнего дизтоплива, каталитический риформинг
Компонент керосина		Атмосферная перегонка	Смешение керосина, дизельных топлив
Дизельная		Атмосферная перегонка	Гидроочистка, смешение дизтоплив, мазутов
		Атмосферная перегонка (остаток)	Вакуумная перегонка, гидрокрекинг, смешение мазутов
Вакуумный газойль		Вакуумная перегонка	Каталитический крекинг, гидрокрекинг, товарная продукция, смешение мазутов.
		Вакуумная перегонка (остаток)	Коксование, гидрокрекинг, смешение мазутов.

*) - н.к. - начало кипения
**) - к.к. - конец кипения

Фотографии установок первичной переработки различной конфигурации

Рис.5. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,5 млн. тонн в год на Туркменбашинском НПЗ по проекту фирмы Uhde.	Рис. 6. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,6 млн. тонн в год на НПЗ "ЛУКОЙЛ-ПНОС". На переднем плане - трубчатая печь (жёлтого цвета).	Рис.7. Вакуумсоздающая аппаратура фирмы Graham. Видны 3 эжектора, в которые поступают пары с верха колонны.

Сергей Пронин

Для современной нефтепереработки характерна многоступенчатость при производстве продуктов высокого качества. Во многих случаях наряду с основными процессами проводят и подготовительные и завершающие процессы. К подготовительным технологическим процессам относят: 1. обессоливание нефти перед переработкой 2. выделение узких по пределам выкипания фракций из дистиллятов широкого фракционного состава; 3. гидроочистка бензиновых фракций перед их каталитическим риформингом; 4. гидрообессеривание газойлевого сырья, направляемого на каталитический крекинг; 5. деасфальтизация гудронов; 6. гидроочистка керосинового дистиллята перед его абсорбционным разделением и т. д.

2 стадия, 1 стадия Первичная переработка 3 стадия Вторичная переработка риформинг Обессоливание Разделение на фракции крекинг 4 стадия Очистка нефтепродуктов гидроочистка Селективная Очистка Растворителей депарафинизация гидроочистка

1 Стадия: Обессоливание нефти Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80- 120 °С и подают в электродегидратор. В электрогидраторе под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти. Требования к процессу обессоливания жесткие: в нефти должно остаться не более 3 - 4 мг/л солей и около 0, 1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор. После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов Установки первичной переработки нефти составляют основу всех технологических процессов нефтеперерабатывающих заводов. От работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания: сжиженный газ бензины (автомобильный и авиационный) реактивное топливо керосин дизельное топливо (солярка), мазут Мазут перерабатывают для получения: парафина, битума, жидкого котельного топлива, масел.

2 Стадия: Перегонка нефти Смысл процесса перегонки нефти прост. Как и все другие соединения, каждый жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С 6 Н 6 кипит при 80, 1 °С, а толуол С 7 Н 8 при 110, 6 °С.

2 Стадия: Перегонка нефти Например, если поместить нефть в перегонное устройство, которое называют перегонным кубом, и начать ее нагревать, то как только температура жидкости превысит 80 °С, из нее испарится весь бензол, а с ним и другие углеводороды с близкими температурами кипения. Таким образом отделяют от нефти фракцию от начала кипения до 80 °С, или н. к. - 80 °С, как это принято писать в литературе по нефтепереработке. Если продолжить нагрев и поднять температуру в кубе еще на 25 °С, то от нефти, отделится следующая фракция - углеводороды С 7, которые кипят в диапазоне 80 -105 °С. И так далее, вплоть до температуры 350 °С. Выше этого предела температуру поднимать нежелательно, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и могут закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов Разделение нефти на фракции проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции ректификации конденсации охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков - под вакуумом. Атмосферные (AT) и вакуумные трубчатые установки (ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов На современных нефтеперерабатывающих заводах вместо дробной перегонки в периодически работающих кубах, применяют ректификационные колонны. Над кубом, в котором нагревают нефть, присоединен высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Если в кубе она 380 °С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35 -40 °С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C 5, без которых товарный бензин не приготовить. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С 1 -С 4. Все, что может конденсироваться, остается на тарелках. Таким образом, достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов.

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов На современных нефтеперерабатывающих заводах обычно работают атмосферные трубчатки или атмосферно-вакуумные трубчатки мощностью 6 - 8 миллионов тонн перерабатываемой нефти в год. Обычно на заводе две-три таких установки. Первая атмосферная колонна представляет собой сооружение диаметром, около 7 метров в нижней и 5 метров в верхней части. Высота колонны - 51 метр. По существу, это два цилиндра, поставленные один на другой. Другие колонны - это холодильники-конденсаторы, печи и теплообменники

2 Стадия: Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка бензиновых дистиллятов С точки зрения затрат, чем более широкие фракции получаются в итоге, тем они дешевле. Поэтому нефть поначалу перегоняли на широкие фракции: бензиновая фракция (прямогонный бензин, 40 -50 -140 -150 °С). фракция реактивного топлива (140 -240 °С), дизельная (240 -350 °С). остаток перегонки нефти - мазут В настоящее время ректификационные колонны разделяют нефть на более узкие фракции. И чем более узкие фракции хотят получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно. Для этого нужна энергия. Ее подводят к кубу колонны в виде пара или топочных газов.

3 Стадия: крекинг нефтяных фракций Кроме обессоливания, обезвоживания и прямой перегонки на многих нефтезаводах есть еще одна операция переработки - вторичная перегонка. Задача этой технологии - получить узкие фракции нефти для последующей переработки. Продуктами вторичной перегонки обычно являются бензиновые фракции, служащие для получения автомобильных и авиационных топлив, а также в качестве сырья для последующего получения ароматических углеводородов - бензола, толуола и других.

3 Стадия: крекинг нефтяных фракций Типовые установки вторичной перегонки и по своему виду, и по принципу действия очень похожи на агрегаты атмосферной трубчатки, только их размеры гораздо меньше. Вторичная перегонка завершает первую стадию переработки нефти: от обессоливания до получения узких фракций. На 3 стадии переработки нефти в отличие от физических процессов перегонки, происходят глубокие химические преобразования.

3 Стадия: термический крекинг нефтяных фракций Одна из самых распространенных технологий этого цикла - крекинг (от английского слова cracking – расщепление) Крекинг – это реакции расщепления углеродного скелета крупных молекул при нагревании и в присутствии катализаторов. При термическом крекинге происходят сложные рекомбинации осколков разорванных молекул с образованием более легких углеводородов. Под воздействием высокой температуры длинные молекулы, например алканов С 20, расщепляются на более короткие - от С 2 до С 18. (Углеводороды С 8 - С 10 - это бензиновая фракция, С 15 – дизельная) Протекают также реакции циклизации и изомеризации углеводородов нефти

3 Стадия: термический крекинг нефтяных фракций Технологии крекинга позволяют увеличивать выход светлых нефтепродуктов с 40 -45% до 55 -60%. Из этих нефтепродуктов изготавливают бензин, керосин, дизельное топливо (соляр)

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Каталитический крекинг был открыт в 30 -е годы 20 в. , когда заметили, что контакт с некоторыми природными алюмосиликатами меняет химический состав продуктов термического крекинга. Дополнительные исследования привели к двум важным результатам: 1. установлен механизм каталитических превращений; 2. поняли, что необходимо специально синтезировать цеолитные катализаторы, а не искать их в природе.

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Механизм каталитического крекинга: катализатор сорбирует на себе молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться, то есть отдавать водород; образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора; по мере увеличения концентрации непредельных соединений происходит их полимеризация, появляются смолы - предшественницы кокса, а затем и сам кокс;

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций высвобождающийся водород принимает активное участие в других реакциях, в частности гидрокрекинга, изомеризации и др. , в результате чего продукт крекинга обогащается углеводородами не просто легкими, но и высококачественными - изоалканами, аренами, алкиларенами с температурами кипения 80 – 195 °С (это и есть широкая бензиновая фракция, ради которой ведут каталитический крекинг тяжелого сырья).

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Типичные параметры каталитического крекинга при работе на вакуум-дистилляте (фр. 350 - 500 °С): температура 450 - 480 °С давление 0, 14 - 0, 18 МПа. Мощность современных установок в среднем - от 1, 5 до 2, 5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4, 0 млн. тонн. В итоге получают углеводородные газы (20%), бензиновую фракцию (50%), дизельную фракцию (20%). Остальное приходится на тяжелый газойль или крекинг-остаток, кокс и потери.

3 Стадия: каталитический крекинг нефтяных фракций Микросферические катализаторы крекинга обеспечивают высокий выход светлых нефтепродуктов (68– 71 мас. %), в зависимости от марки катализатора.

Реакторный блок каталитического крекинга по технологии Exxon. Mobil. В правой части - реактор, слева от него - регенератор.

3 Стадия: Риформинг - (от англ. reforming - переделывать, улучшать) промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высококачественных бензинов и ароматических углеводородов. До 30 -х годов 20 века риформинг представлял собой разновидность термического крекинга и проводился при 540 о. С для получения бензина с октановым числом 70 -72.

3 Стадия: Риформинг С 40 -х годов риформинг - каталитический процесс, научные основы которого разработаны Н. Д. Зелинским, а также В. И. Каржевым, Б. Л. Молдавским. Впервые этот процесс был осуществлен в 1940 г в США. Его проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3 -4 реакторов при температуре 350 -520 о. С, в присутствии различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и др. .

3 Стадия: Риформинг осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. Эти каталитические превращения позволяют дегидрировать нафтеновые углеводороды в ароматические. Одновременно происходит дегидрирование алканов в соответствующие алкены, эти последние циклизуются тут же в циклоалканы, и с еще большей скоростью происходит дегидрирование циклоалканов в арены. Так, в процессе ароматизации типичное превращение следующее: н-гептан н-гептен метилциклогексан толуол. В результате риформинга бензиновых фракций нефти получают 80 -85 % бензин с октановым числом 90 -95, 1 -2% водорода и остальное количество газообразных углеводородов

4 Стадия: Гидроочистка – очистка нефтепродуктов от органических сернистых, азотистых и кислородных соединений при помощи молекул водорода. В результате гидроочистки повышается качество нефтепродуктов, снижается коррозия оборудования, уменьшается загрязнение атмосферы. Процесс гидроочистки приобрел очень большое значение в связи с вовлечением в переработку больших количеств сернистых и высокосернистых (более 1, 9% серы) видов нефти.

4 Стадия: Гидроочистка При обработке нефтепродуктов на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений при давлении 4 - 5 МПа и температуре 380 - 420 °C. происходит несколько химических реакций: Водород соединяется с серой с образованием сероводорода (H 2 S). Некоторые соединения азота превращаются в аммиак. Любые металлы, содержащиеся в нефти, осаждаются на катализаторе. Некоторые олефины и ароматические углеводороды насыщаются водородом; кроме того, в некоторой степени идет гидрокрекинг нафтенов и образуется некоторое количество метана, этана, пропана и бутанов.

4 Стадия: Гидроочистка Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. Его поглощают водой в колоннах орошения и затем превращают либо в элементарную серу, либо в концентрированную серную кислоту. Содержание серы, особенно в светлых нефтепродуктах, можно свести до тысячных долей. Зачем доводить содержание примесей сероорганических веществ в бензине до такой жесткой нормы? Все дело в последующем использовании. Известно, например, что чем жестче режим каталитического риформинга, тем выше выход высокооктанового бензина при данном октановом числе или выше октановое число при данном выходе катализата. В результате увеличивается выход «октан-тонн» - так называется произведение количества катализата риформинга или любого другого компонента на его октановое число.

4 Стадия: Гидроочистка Нефтепереработчики в первую очередь заботятся об увеличении октан-тонн продукта по сравнению с сырьем Поэтому стараются ужесточить все вторичные процессы переработки нефти. В риформинге жесткость определяется снижением давления и повышением температуры. При этом полнее и быстрее идут реакции ароматизации. Но повышение жесткости лимитируется стабильностью катализатора и его активностью.

4 Стадия: Гидроочистка Сера, будучи каталитическим ядом, отравляет катализатор по мере ее накопления на нем. Отсюда понятно: чем меньше ее в сырье, тем дольше катализатор будет активным при повышении жесткости. Как в правиле рычага: проиграешь на стадии очистки - выиграешь на стадии риформинга. Обычно гидроочистке подвергают не всю, например, дизельную фракцию, а только ее часть, поскольку этот процесс достаточно дорог. Кроме того, у него есть еще один недостаток: эта операция практически не изменяет углеводородный состав фракций.

4 Стадия: СЕЛЕКТИВНАЯ ОЧИСТКА нефтепродуктов. осуществляется путем экстракции растворителями вредных примесей из нефтяных фракций для улучшения их физико-химических и эксплуатационных характеристик; один из главных технологических процессов производства смазочных масел из нефтяного сырья. Селективная очистка основана на способности полярных растворителей избирательно (селективно) растворять полярные или поляризуемые компоненты сырья полициклические ароматические углеводороды и высокомолекулярные смолисто-асфальтеновые вещества.