Нефтеперерабатывающая промышленность

Введение

Нефтеперерабатывающая промышленность – замыкающее звено нефтяной отрасли. От ее состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и обороноспособность страны.

Важнейшей проблемой, стоящей  в настоящее время перед нефтеперерабатывающей  промышленностью, является углубление переработки нефти с целью  максимального получения наиболее ценных светлых нефтепродуктов –  моторных топлив и нефтехимического сырья.

Актуальность углубления переработки нефти все более  возрастает в связи со снижением  прироста ее добычи, увеличением затрат на добычу и транспортировку. Ограниченность мировых запасов нефти ведет  к необходимости вовлечения в  переработку нетрадиционных видов  сырья – тяжелых и битуминозных нефтей, запасы которых заметно превосходят  запасы обычных нефтей. Современные  мировые доказанные запасы тяжелых  нефтей и природных битумов составляет до 100 млрд. м³. Ресурсы тяжелой нефти и нефтяных песков играют весьма существенную роль уже в настоящее время. Кроме того, многие нефтеперерабатывающие заводы стоят перед проблемой утилизации тяжелых остаточных фракций в связи с сокращением потребления котельных топлив, а также в связи с вводом норм ЕЭС, ограничивающих содержание в них серы (0.25 – 0.15%).

В девяностых годах отечественная  нефтепереработка пережила глубочайший  кризис, приведший к тому, что  по объему переработки нефти Россия переместилась со второго места  после США на четвертое, пропустив  вперед Японию и Китай. Это, прежде всего, связано со следующими обстоятельствами: на большинстве нефтеперерабатывающих  заводах износ основных фондов оценивается  в 80% и приближается к критической  черте; суммарная мощность предприятий  используется на 80% /1/.

Эти два обстоятельства не позволяют нефтеперерабатывающим  заводам накопить оборотных средств, для того, чтобы произвести модернизацию технологических процессов или  внедрить новые экологически безопасные технологические процессы, которые  бы позволили повысить глубину переработку  нефти и обеспечить потребности  страны в высококачественных, экологически чистых моторных топливах, смазочных  материалах и другой продукции.

Доля углубляющих процессов  в России примерно 20% от объема переработки  нефти, а в США более 73%. Существенно  отстает и развитие процессов, обеспечивающих качество нефтепродуктов (алкилирование, изомеризация, производство оксигенатов). Сравнительный состав технологических  процессов приведен в таблице.

Современный состав технологических  процессов нефтепереботки

Основные вторичные процессы	Зап. Европа	США	Россия	Япония	Китай
Каталитический крекинг	15.6	36.2	6.6	19.1	20.9
Гидрокрекинг	6.6	9.6	0.5	3.8	2.9
Термокрекинг (висбрекинг)	12.4	0.3	4.7	-	-
Коксование	2.5	15.6	1.9	2.2	7.8
Риформинг	12.6	18.6	11.3	13.5	3
Гидроочистка	45.5	48.1	25.8	76.3	5.6
Алкилирование	1.3	5.8	0.2	0.8	0.5
Изомеризация	2.2	2.8	0.6	0.3	-
Производство МТБЭ	0.3	0.6	0.1	0.1	0.02
Производство ароматики	1.6	2.4	0.8	3.6	-
Производство масел	1.0	1.0	1.5	0.9	1.1
Битум	2.7	3.4	3.8	2.7	-
Процессы углубляющие  переработку	42.9	73.3	20.3	32.6	33.4

Период формирования новой  российской нефтепереработки совпал с  существенным ужесточением мировых  требований к качеству нефтепродуктов. Впервые было сформулировано понятие  «экологически чистые моторные топлива».

За последние годы на большей  части нефтеперерабатывающих заводов  достигнуты определенные успехи в увеличении глубины переработки нефти, изменения  ассортимента и улучшения качества нефтепродуктов.

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

Основным процессом углубления, по имеющимся оценкам и прогнозам, будет каталитический крекинг. Для  загрузки этого процесса потребуется  вовлечение все более тяжелого сырья, вплоть до мазутов и гудронов после  соответствующей подготовки их путем  деасфальтизации различными растворителями, а также газойлей вторичного происхождения.

Наряду с каталитическим крекингом достаточно широкое использовние в мировой нефтепереработке находит  гидрокрекинг, обеспечивающий более  высокие выходы моторных топлив, а  сочетание каталитического кркинга  с гидрокрекингом позволяет создавать  оптимальные схемы перебоки с  максимальным выходом и требуемым  ассортиментом моторных топлив с  заданным соотношением автобензина, авиакеросина и дизельного топлива.

Наращивание мощностей по каталитическому крекингу, термическому крекингу и коксованию приведет к  увеличению ресурсов низших олефинов, которые будут вовлекаться в  химическую переработку с целью  получения изопарафиновых углеводородов  путем алкилирования и кислородсодержащих соединений, главным образом, путем  этерификации.

Без увеличения производства изопарафиновых углеводородов и  кислородсодержащих соединений обеспечить потребности общества в высокосортных  и экологически чистых бензинах практически  невозможно.

Большая часть бензинов, выпускаемых отечественными нефтеперерабатывающими заводами, не соответствуют европейским  стандартам. Экспортируемый бензин используется как сырье для дальнейшей переработки, а не как топливо.

Основными базовыми компонентами товарных автобензинов являются катализаты риформинга и каталитического крекинга. Распространение каталитического  риформинга может быть ограничено из-за высокого содержания в продуктах ароматических углеводородов, в том числе бензола.

Процессы алкилирования  изобутана бутиленами, изомеризации пентан-гексановой фракции, олигомеризации и полимеризации, производства оксигенатов  в последнее десятилетия значительно  усовершенствованы. Указанные процессы позволяют вырабатывать нетоксичные  высокооктановые компоненты, доля которых  в товарных бензинах неуклонно растет.

По имеющимся оценкам  для выхода России на уровень ведущих  стран мира по выпуску высокооктановых  бензинов необходимо мощности каталитического  крекинга довести до 15% к мощности установок первичной переработки  нефти; мощности каталитического риформинга – 15%, изомеризации легких бензиновых фракций – до 3%, алкилирования  с получением технического изооктана  – до 4%. Одновременно требуется существенно  расширить вовлечение в товарные бензины кислородсодержащих добавок (эфиры и спирты) и различных  октанповышающих присадок.

 

1. Характеристика  исходного сырья

Исходным сырьём принимается  Одоптинская нефть окобыкайской свиты о. Сахалин. Характеристика исходного  сырья приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1. – Характеристика исходного сырья

Наименование показателя

Фактическое значение

-плотность – с4Іє – молекулярная масса – кинематическая вязкость, сст, при 20 єС- при 50 єС – температура застывания, єС с обработкой без обработкой – температура вспышки  в закрытом тигле, єС – содержание твердых парафинов, % масс – содержание серы, %масс – содержание азота, %масс – содержание смол, %масс сернокислотных силикагелевых – содержание асфальтенов, %масс – коксуемость, %масс – зольность % масс – выход фракций до 200єС, % масс – выход фракций до350 єС, % масс – выход базовых масел  на нефть % масс – выход базовых масел  на мазут % масс

0,8571 206 4,55 2,26 минус 10 минус 6 минус 35 3,50 0,40 0,23 28 7,11 1,14 1,78 0,008 30,68 69,5 15,4 50,49

Пригодность нефти для  производства битумов (ГОСТ11954–66) определяется по формулам:

А+С – 2,5*П≥8 – наиболее пригодна; /5, с. 245/ (1.1)

0≤А+С – 2,5*П≤8 – пригодна; /5, с. 245/ (1.2)

А+С – 2,5*П≤0 – непригодна; /5, с. 245/ (1.3)

где А – содержание асфальтенов, % масс;

С – содержание смол, % масс;

П – содержание твердых  парафинов, % масс;

Поскольку выражение А+С – 2,5*П= -0,50, то Одоптинская нефть не пригодна для производства битумов.

 

2. Характеристика  продукции

Готовой продукцией завода является: автомобильный бензин Аи-95, зимнее и летнее дизельное топливо, сера элементарная, сжиженные газы, жидкий парафин, кокс.

2.1 Характеристика  автомобильного бензина

На НПЗ вырабатывается бензин Аи-95. Требования к бензину  Аи-95 представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Требования к бензину АИ-95 по ГОСТ 2084–77

№	Наименование показателя	Норма для марки Аи-95	Метод испытания
		Неэтилированный (ОКП 02 5112 0300)
1	Детонационная стойкость, октановое число не менее: по моторному методу по исследовательскому методу	85 95	По ГОСТ 511–82 По ГОСТ 8226–82
2	Концентрация свинца, гр на 1 дм3 бензина, не более	0,013	По ГОСТ2084–77 п. 4.5
3 4 5 6	Фракционный состав: температура начала перегонки бензина, 0С, не ниже: летнего зимнего 10% бензина перегоняется  при температуре 0С, не выше: летнего зимнего 50% бензина перегоняется  при температуре 0С, не выше: летнего зимнего 90% бензина перегоняется  при температуре, 0С	30 Не нормируется 75 55 120 105	По ГОСТ 2177–8

 

2.2 Характеристика  дизельного топлива (ДТ)

Требования к дизельному топливу представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Характеристика ДТ в соответствии с ГОСТ 32675 – 01

№	Наименование показателя	Норма для марки			Метод испытания
		Л	З	А
1	2	3	4	5	6
1.	Цетановое число, не менее	45	45	45	По ГОСТ 3122–76
2.	Фракционный состав: 50% перегоняется при температуре,  0С, не выше 96% перегоняется при температуре  (конец перегонки), 0С, не выше	280 360	280 340	255 330	По ГОСТ 2177–82
3.	Кинематическая вязкость при 20 0С, мм2/с (сСт)	3,0–6,0	1,8–5,0	1,5–4,0	По ГОСТ 33–2000
4.	Температура застывания 0С, для климатической зоны, не выше: умеренной холодной	-10 -	-35 -45	- -55	По ГОСТ 20287–91 и п. 5.2 ГОСТ 305–82
5.	Температура помутнения для  климатической зоны, 0С, не выше: умеренной холодной	-5 -	-25 -35	- -	По ГОСТ 5066–91 (второй метод)
6	Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже: для тепловозных и судовых  двигателей и газовых турбин для дизелей общего назначения	62 40	40 35	35 30	По ГОСТ 6356–75

 

2.3 Характеристика  сжиженного газа

Характеристика сжиженного газа СПБТЗ приведена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика сжиженного газа СПБТР по ГОСТ 20448–75

Показатели	Нормы
1	2
1. Компонентный состав  газа, % масс 2. Сумма метана, этана,  этилена, не более 3. Сумма пропана и пропилена,  не более 4. Сумма бутана и бутилена, не боле 5. Жидкий остаток (С5  и выше), не более 6. Давление насыщенных  паров избыточное, кгс/смІ(МПа), не более: при 45єС при «минус 20єС 7. Содержание сероводорода, г/100мі газа, не более 8. Содержание общей серы, % масс, не более 9. Запах должен ощущаться  при содержании газа в воздухе, % об	4 75 20 1 1,6 (0,16) 1,6 (0,16) 5 0,15 0,5

2.4 Характеристика  нефтяного кокса

Характеристика нефтяного  кокса К3–25 приведена в таблице 2.4

Таблица 2.4 – Основные характеристики нефтяных коксов

Марка кокса	Выход летучих, % не более	Содержание, % не более
		серы	золы	мелочи менее 25 мм	мелочи менее 8 мм
К3–25: 1-й сорт 2-й сорт К3–8 К3–0	7 9 9,5 10	1,3 1,5 1,5 1,5	0,5 0,6 0,7 0,8	10 10 - -	- - 25 -

 

3. Обоснование  варианта переработки нефти

В курсовой работе разработан вариант переработки Одоптинской  нефти с целью максимального  получения бензинов, т.е. глубокой переработки  нефти.

Одоптинская нефть является малосернистой, малопарафинистой. Потенциальное  содержание фракций, выкипающих до 350С  составляет 69,5% масс, а потенциальное  содержание базовых масел 15,4% масс индексом вязкости 72. Содержание серы в Одоптинской  нефти составляет 0.40% масс.

Одоптинская нефть имеет  шифр: 1.1.2.4.2. согласно технологической  классификации (ГОСТ 912–66).

Из Одоптинской нефти  нельзя получить дорожные и строительные битумы, т.к. нефть имеет содержание твердых парафинов 3.50% масс и выражение  А+С – 2,5*П = -0,50.

В связи с вышесказанным, требуются установки для обессеривания, включение в состав нефтеперерабатывающего завода каталитических, гидрогенизационных и термокаталитических процессов, позволяющих значительно увеличить  отбор светлых нефтепродуктов.

Газы, растворенные в нефти, после атмосферной трубчатки  поступают на газофракционирующую  установку предельных углеводородов. Туда же поступают газы с установок  каталитического риформинга.

Фракция НК-62⁰С получается на блоке вторичной перегонки АТ и используется в качестве сырья на установке каталитической изомеризации. Назначение изомеризации – повышение октанового числа нефтяных фракций С₅-С₆ путём превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокое октановое число. Изомеризация протекает по карбкатионному механизму на бифункциональных катализаторах в присутствие водородсодержащего газа.

Фракция 62–85⁰С идет на установку Цеоформинг Процесс Цеоформинг позволяет получать высокооктановые неэтилированные автобензины. Катализаторы процесса не содержат благородных металлов. Стоимость одной загрузки катализатора составляет не более 2% стоимости наработанного на нем топлива. Срок службы катализатора 5000 – 7000 часов.