Переработка нефти-2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИТС 30-2017

ООО «Ильский НПЗ» планирует перенос срока ввода в эксплуатацию с 2015 года на 2019 год установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 1200 тыс. тонн в год.

По планам нефтяных компаний на конец 2016 - начало 2017 года программой модернизации запланирован ввод в эксплуатацию 12 установок по вторичной переработке нефти, из них:

а) 1 установка изомеризации; б) 1 установка каталитического риформинга; в) 1 установка алкилирования;

г) 1 установка производства МТБЭ; д) 1 установка каталитического крекинга; е) 1 установка гидрокрекинга;

ж) 3 установки гидроочистки дизельного топлива; з) 1 установка глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков; и) 2 установки замедленного коксования.

По итогам 1 квартала 2016 года, в строительстве и реконструкции установок вторичной переработки нефти на НПЗ наблюдается следующая ситуация.

Завершаются строительно-монтажные работы на следующих установках:

а) алкилирования (реконструкция с увеличением мощности на 96 тыс. тонн в год) на АО «Газпромнефть - Омский НПЗ»;

б) гидрокрекинга мощностью 3500 тыс. тонн в год на ООО «ЛУКОЙЛ - Волгограднефтепереработка»;

в) замедленного коксования мощностью 2000 тыс. тонн в год на АО «ТАНЕКО» ПАО «Татнефть»;

г) замедленного коксования мощностью 1200 тыс. тонн в год на АО «Антипинский

НПЗ».

По оценке, в 2016 году введены в эксплуатацию и завершена реконструкция следующих установок:

а) изомеризации на ООО «Газпром нефтехим Салават» (ПАО «Газпром»); б) каталитического риформинга (реконструкция) на Куйбышевском НПЗ (ПАО

«НК «Роснефть»); в) каталитического крекинга и производства МТБЭ на Куйбышевском НПЗ (ПАО

«НК «Роснефть»); г) гидроочистки дизельного топлива (реконструкция) на ООО «ЛУКОЙЛ -

Пермнефтеоргсинтез»; д) гидроочистки дизельного топлива на Антипинском НПЗ (АО «Антипинский

НПЗ»); е) гидроочистки дизельного топлива (реконструкция) на ООО ПО

«Киришинефтеоргсинтез» (ОАО «Сургутнефтегаз»); ж) комплекса глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков на НПЗ «ТАИФ»

(ОАО «ТАИФ-НК»), По программе модернизации планировалось построить и модернизировать 135

установок. Из них - новых установок 99, реконструкция - 36 установки. На сегодняшний день введено в действие 59 установок. Общее состояние отрасли за последние 10 лет существенно изменилось.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИТС 30-2017

	Таблица 1.3 - Динамика изменения мощностей процессов нефтепереработки
	Динамика мощностей по переработке нефти 2005-2015 гг., млн т				% к 2005 г.
	Процессы	2005	2010	2015
	Первичная переработка нефти	265,9	276,5	304,5	114,5
	Кат.риформинг на	26,1	26,1	29,1	111,5
	облагораживание
	Гидроочистка дизтоплива	70,5	70,6	79,2	112,3
	Гидроочистка бензина			5,0	-
	кат. крекинга
	Изомеризация	1,9	6,2	9,1	478,9
	Каталитический крекинг	17,8	21,2	24,6	138,2
	Алкилирование	0,6	1,3	2,1	345,0
	Гидрокрекинг	6,9	9,5	15,8	229,0
	Коксование	5,3	5,9	8,0	150,9
	Висбрекинг гудрона	12,7	22,7	24,3	191,3

Ожидается дальнейшее увеличение приема в переработку высокосернистой нефти (в 2010 году - 67 млн. тонн, а в 2015 году уже 83 млн. тонн) - как за счет регионов, традиционно добывающих тяжелую нефть (Республика Татарстан, Республика Башкортостан, Удмуртская Республика, Оренбургская область), так и за счет «нетипичных» регионов (Тимано-Печорская провинция и Западная Сибирь). Так как строительство мощностей по глубокой переработки нефти перенесено на второй этап модернизации, и сроки реализации этого этапа в настоящее время сдвинуты к 2025 году, это может отрицательно сказаться на возможностях НПЗ РФ перерабатывать высокосернистое сырье.

Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей промышленности РФ в направлении строительства установок, углубляющих переработку.

1.2 Основные процессы нефтеперерабатывающих заводов

Нефть приходит на нефтеперерабатывающий завод с промыслов и нуждается сначала в очистке, которая происходит на установках обезвоживания и обессоливания (ЭЛОУ), а затем разделяется на фракции на установках атмосферной и вакуумной перегонки. Далее каждая из этих фракций нуждается в дальнейшей очистке и переработке. Эти процессы осуществляются на установках вторичной переработки (установках физико-химической переработки нефти), имеют определенную последовательность, их осуществление возможно при большом общезаводском хозяйстве, которое включает в себя объекты энергетики, водоснабжения, резервуары, очистные сооружения, железнодорожные эстакады приема и отгрузки нефтепродуктов.

Цель переработки заключается в преобразовании природных сырьевых материалов, таких, как сырая нефть и природный газ, в полезную товарную продукцию. Сырая нефть и природный газ на НПЗ превращаются в различные продукты, такие, как:

а) топливо для легковых автомобилей, грузовиков, самолетов, судов и други видов транспорта;

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИТС 30-2017

б) топливо для сжигания для производства электроэнергии и тепла в промышленности и для домашних хозяйств;

в) сырье для нефтехимической и химической промышленности; г) специальные продукты, такие, как смазочные масла, парафины / воск и битум;

д) энергия в качестве побочного продукта в виде тепла (пара) и энергии (электричество).

Переработка нефти в пригодные для использования нефтепродукты может быть разделена на два этапа и на ряд вспомогательных операций.

Первый этап - обессоливание нефти и последующая перегонка с получением различных компонентов или фракций. Дальнейшая разгонка более легких компонентов и нафты проводится с целью извлечения метана и этана для использования в качестве нефтезаводского топлива, сжиженного углеводородного газа (пропан и бутан), компонентов смешения бензина и нефтехимического сырья. Разделение легких продуктов производится на каждом НПЗ. Как правило, перегонку (разгонку нефти) проводят в две стадии - с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному, и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому установки первичной переработки нефти носят названия АВТ - атмосферно-вакуумные трубчатки.

Если процессы первичной переработки нефти основаны, главным образом, на физическом разделении исходного сырья на определенные узкие фракции, и при этом не происходит изменений химического состава получаемых продуктов, то практически все процессы вторичной переработки связаны с химическим превращением углеводородов.

Процессы вторичной переработки позволяют:

а) обеспечить рынки дополнительным количеством высококачественных моторных топлив;

б) получить ценное сырье для нефтехимических комплексов и шинной промышленности;

в) существенно увеличить глубину переработки нефти, что позволяет НПЗ в условиях снижения темпов ее переработки не снижать уровень выпуска основного ассортимента продукции;

г) существенно расширить ассортимент выпускаемой продукции, что делает предприятие более конкурентоспособным в условиях рынка.

Большинство вторичных процессов - каталитические, кроме того, в них широко используются растворители, реагенты, адсорбенты. Другими словами, все то, что способствует изменению структуры углеводородов или извлечению определенных химических элементов и веществ. По своим направлениям все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

а) облагораживающие (риформинг, гидроочистка, изомеризация и др.); б) углубляющие (термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование,

каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.); в) прочие (процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирование,

производство ароматических углеводородов, битумов и др.)

Для осуществления технологического процесса переработки нефти на НПЗ необходимо использовать так называемые общезаводские процессы

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИТС 30-2017

(вспомогательные), сопровождающие производство нефтепродуктов и включающие в себя производство энергии, очистку сточных вод, производство серы, очистку отходящих газов, системы продувки, обработки и смешения нефтепродуктов, хранение и транспортировку нефтепродуктов в пределах предприятия.

Основными видом продукции любого НПЗ являются топлива. Выпуск топлив может составить до 75 - 90 % от поступаемой нефти в зависимости от набора технологических установок. На ряде НПЗ в зависимости от рынка нефтепродуктов строят масляный блок (производство масел) и блок нефтехимических производств; если этих блоков нет, то такой НПЗ называется топливным.

В последнее время большую прибыльность имеют заводы, где установки по производству топлив соединены с блоком нефтехимических производств. Такие комплексы называют комплексами нефтепереработки и нефтехимии. В настоящее время особо ценятся установки двойного назначения. Например, на установке риформинга можно получать высокооктановый компонент бензина и набор ароматических углеводородов, на установке каталитического крекинга - высокооктановый компонента бензина и пропилен, на установке гидрокрекинга - высококачественное дизельное топливо и основу для производства базовых масел.

НПЗ обычно характеризуют по глубине переработки нефти. Различают заводы с неглубокой и глубокой переработкой нефти.

Под неглубокой переработкой нефти понимают переработку нефтяных фракций без переработки мазута. Хотя это понятие достаточно условное, так как на некоторых заводах с неглубокой переработкой нефти построены установки вакуумной перегонки мазута и производство битума окислением гудрона.

Поточная схема НПЗ с неглубокой переработкой нефти представлена на рисунке 1.15. Как правило, в этом случае глубина переработки колеблется от 50 до 65 % в зависимости от качества нефти.

Нефтеперерабатывающие заводы, имеющие такую схему, целесообразно строить в районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ) и где для снабжения энергетических установок используется мазут. На этих заводах нефть подвергается процессам обезвоживания и обессоливания, а затем перегоняется на установках атмосферной перегонки с получением бензинового, керосинового и дизельного дистиллятов. Бензиновый дистиллят разделяется на фракции. Легкий бензин (фракция, выкипающая в интервале НК - 62°С) подвергается изомеризации с получением высокооктанового изокомпонента. Фракция 62 - 105 (62 - 140°С) подвергается каталитическому риформингу с получением ароматического концентрата, из которого затем выделяют арены (бензол, толуол, ксилолы). Фракция 105 - 180 °С (140 - 180 °С) направляется на каталитический риформинг с целью получения высокооктанового компонента товарного автомобильного бензина. Если нет необходимости получать ароматические углеводороды, то вся бензиновая фракция 62 - 180 °С или 8 5 - 180 °С направляется на риформинг с получением высокооктанового компонента товарного бензина. В состав установки каталитического риформинга обязательно входит блок гидроочистки бензина. Средние дистилляты (керосиновый и дизельный) подвергаются облагораживанию и очистке от серы на установках гидроочистки. Благодаря гидроочистке получают реактивное топливо высокого качества и малосернистое дизельное топливо.

22