Апасы, добыча нефти и газа в мире и России.

Апасы, добыча нефти и газа в мире и России.

В мировом хозяйстве роль добычи нефти и газа велика:

1. Способствует развитию других отраслей промышленности (металлургия, машиностроение, транспорт, химическое производство, энергетика).

2. Продукты переработки нефти применяют в сфере материально-производственного.

3. Топливо является стратегическим ресурсом вооруженных сил всех государств.

4. Из-за нефти пересекаются экономические, политические, религиозные интересы стран мира.

5. Борьба за источники нефти лежит в основе политики всех развитых стран мира.

Запасы нефти по регионам мира.

140 млрд. т нефти. От 20-30% расположены в акватории морей:

1. Ближний Восток

2. Центральная южная Америка

3. Центральная Южная Европа 6-7%

Восточная Азия

4. Остальная Азия 5%

5. Северная Америка. > 3 %

6. Западная Европа - 2%

 

 

По странам мира:

1. 26% - 35 млрд т. – Саудовская Аравия

2. 11% Ирак

3. Кувейт 10%

4. Иран – 9%

5. ОАЭ – 8%

6. Венесуэлла – 6%

7. Россия – 5,5%

8. Ливия – 3 %

9,10,11 – Нигерия, Китай, США – 2.6%

Главный импортер нефти – США. Покупает 55%, 45% - своя нефть. 50% своих скважин законсервировано.

Стратегические запасы нефти США – 90 млн., у Японии 45 млн, Германия – 26 млн баррелей.

В 2010 г. Пик добычи нефти в РФ – 505 млн. т

Роснефть – ожидается 120 млн.

Общие запасы газа 145 трл м3

1. Страны СНГ – 40%,

2. Ближний и средний Восток – 33%

3. Северная америка 6%

4. Западная Европа – 4%

Впервые в 2010 году США добыли газа больше, чем в РФ.

В РФ было добыто 650 млрд м3, в США – 730 за счет добычи сланцевых газов.

Ассортимент нефтяных фракций, получаемых на АВТ

Углеводородный газ ‹28 Бензиновые фракции. 28-62°С (28-70°С) сырье процесса каталитической изомеризации 62-85°С. «бензольная», сырьё установок каталитического риформинга с целью получения бензола. 85-105⁰С. толуольная. Фракция 105-140⁰С– ксилольная, с целью получения изомерных пара-, мета– и ортоксилолов и этилбензола. Фракция 70-120°С и 120-180° сырьё установок каталитического риформинга с целью производства высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов. Керосиновые фракции. Фракции 120-180°С и 180-230°С используют в качестве топлив для реактивных двигателей, осветительные керосины, растворители Фракция 140-200°С. Ее применяют в качестве растворителя для лакокрасочной промышленности. Дизельные фракции. Фракцию 180-230°С, 230-280 и 280-350°С для производства дизельных топлив. Мазут - выкипает при температуре выше 360°С. Мазут используют как компонент котельного топлива, сырье вакуумной перегонки, каталитического крекинга и гидрокрекинга 360-500 вакуумный газойль. Выше 500 – гудрон Фракция 350-400°С Фракция 400-450°С

450-500⁽⁾C – масляные дистилляты используются в качестве сырья для производства базовых масел.

Ассортимент товарных моторных топлив получаемых на НПЗ.

Марки Б – А-76, АИ-91,93,95,А-80,92,96,98 (показ-ли кач-ва – о.ч., фр состав, давл насыщ паров, содерж S, фактич смол, плот-ть, воды, испыт на медн пласт, кислотность, мех прим-й.

Марки авиц Б – Б-100/130,Б-95/130, Б-91/115,Б-70,Б-92 (показ-ли кач-ва -сортность, о.ч.,удельн теплота сгоран, фр состав, давл насыщ паров, йодное ч., содерж S,

фактич смол, ʈ кристализ, период стаб-ти, вода, плот-ть, Эл.провод-ть, цвет, мех прим-си,)

Марки – ДТ Л,З,А., ДЛЭ,ДЗЭ (показ-ли кач-ва – ц.ч., фр состав, кинем вяз-ть, ʈ зас, помутн, вспыш в зак тигле, содерж общей и меркопт S, зольн, воды, мех примес, факт смол, йодн ч, плот-ть, Серов-д, коксу-ть, кислот-ть,)

Марки Р – ТС-1,Т-1,Т-1С, Т-2,РТ,Т-6 (показ-ли кач-ва – плотн-ть, фр состав, термоокисл стаб-ть, высота некопт-о пламени, кинемат вяз-ть, содерж S,меркапт, зольность, ʈ заст, нач кристалл, всп, йодн ч., люминометрич число, нафталин у/в,)

 

 

Состояние нефтепереработки в мире.

Мировые мощности. Перерабатывается примерно 4 млрд т. Нефти в год.

Северная Америка – более 1 млрд т нефти в год

Западная Европа – 750 млн т нефти в год

Центральная и Восточная Европа – 600 млн нефти в год

Центральная и Южная Америка – 320 млн нефти в год

Страны АТР (Азиатско-тихоокеанский регион) – 1 млрд нефти в год. Китай, Индия и остальные.

Япония – 250 млн

Африка – 150 млн т нефти в год.

Число НПЗ – 750 в мире. В США более 150. В Китае более 100, в Японии – 35, В России – 30. Канада – 22. Германия, Италия, Индия – 17, Южная Корея – 6.

Крупнейшие НПЗ мира:

Корея. Г. Улсан. – 41 млн т в год, г. Есу – 32 млн т нефти в год, г. Онсан – 25 млн

Венесуэлла. Г. Худибада – 31 млн, Вердинские острова г. Синкруа – 26 млн т,

Г. Бентаун США более 25 млн, Баттен Руш США – 24 млн.

Объем переработки нефти по странам мира.

1. США. Более 900 млн т нефти.

2. Китай.

3. Россия – 250 млн.

4. Япония – 210 млн.

5. Германия – 114 млн.

Глубина переработки нефти:

1. США – 93,7%

2. Германия, Франция, Великобритания – 84-87%

3. Япония – 79%

4. Италия – 78%

5. Россия - 68-72%

ТЭК РОССИИ.

Это совокупность отраслей, предприятия, которая занимается добычей,переработкой, производством, транспортом и распределением всех видов энергоресурсов.

Включает следующе отрасли:

1 группа – топливные отрасли:

- нефтяная,- газовая,- угольная,- сланцевая,- уранодобывающая.

2. группа – энергетические отрасли:

Электроэнергетические:

- ТЭС,- ГЭС,- АЭС.

Теплоэнергетические:

- ТЭЦ,- Котельные.

3 группа. Трубопроводы для транспорта нефти, газа, нефтепродуктов.

4 группа. Электросети.

5 группа. Теплосети.

10% населения России заняты в ТЭК. 30% бюджета идет на поддержание ТЭК. До 65% ТЭК идет на экспорт. В РФ очень высокая доля нефти и газа. В США используют нефть и газ для производства товаров длительного пользования.

Стоимость ветровой энергии каждый год понижается. С 2020 года возможно 10% энергии будет именно ветровая.

Особенности ТЭК:

- Ресурсы не накапливаются, только тратятся.

- большая доля добывающих отраслей дорогие и энергоемкие.

- в России снижается добыча угля.

- медленное строительство АЭС.

 

 

Типы НПЗ.

Различают в первую очередь по той продукции, выпускаемой НПЗ.

Топливного типа. Выпускаются исключительно топливо.

Топливно-масляного типа.

Топливно-нефтехимический тип

Топливно-масляный-нефтехимический тип. (раньше называли НХК).

НПЗ классифицируется по глубине переработки нефти:

- неглубокой,

- НПЗ средней глубины переработки,

- НПЗ глубокой переработки нефти.

В России всего 6 топливно-масляного варианта.

Чем сложнее НПЗ по структуре, тем технико-экономические показатели такого НПЗ – выше. Прибыль на таком заводе больше.

Средняя производительность НПЗ в развитых странах 10 млн. т нефти в год.

Вариант НПЗ неглубокой переработки нефти.

Выроботка 40-45% ГПН-60%

Вариант НПЗ средней глубины переработки нефти.

ГПН может достигать 80% (потому что определяется только кат крекингом). Котельное топливо не менее 18%.

13. Вариант НПЗ глубокой переработки нефти.

ГПНефти характеризует эфффктивность использования нефти. В мире нет общепринятого определения. Общая загрузка минус Мазут и Сухой газ, и потери.

Важно также для чего используется данный остаток.

За рубежом ГПН оценивают как суммарный выход светлых нефтепродуктов на нефть. Чем выше ГПН, тем более насыщен НПЗ вторичными процессами. Чем выше ГПН, тем большее кол-во н\п вырабатывают на НПЗ из 1 т нефти.

Существует такой показатель, как индекс Нельсона (индекс комплектности)

Если ИЛ <0,7, то низкий. Если > 8, то считается высокий. В США 9,5, в РФ – 3,5. Среднемировой – 5,9.

В целом на НПЗ вырабатывается более 500 н\п различных наименований (газообразных, жидких и твердых). Основными н\п являются топлива.

Применение моторных топлив:

- бензиновые и дизельные двигатели, - самолеты и вертолеты,

- тепловозы,-речные и морские суда,

- строительная техника,- с\х техника,

- передвижные электростанции,

- военная техника и т.д.

Чем выше набор технологических установок, тем больше ассортимент, получаемых н\п (нефтепродуктов).

Вариант НПЗ при глубокой переработки нефти фракции АВТ направляюся: газы на очистку МЭА, далее на ГФУ.

Фр. 28-70 на каталитическую изомеризацию

Фр. 85-180 На каталитический риформинг

Керосиновая и дизильная фракция отправляется на гидроочистку.Вакуумный газойль на гидрокрекинг, и его продукт тяж газойль направляется на каталитический крекинг.

Гудрон идет на установку висбрекинг

 

Вариант НПЗ будущего.

Основная проблема на НПЗ в настоящее врем – обессеривание н\п. Самый простой способ:

1. перерабатывать серрнистую нефть – временное.

2. увеличить мощность ГО – ресурсоемкий.

3. поиск других путей – более сложен, но такие технологии уже есть – биокаталитическое обессеривание (БКО).

Принцип БКО - потребление микробами серы в нефтепродуктах. Удаляется сера без потребления углеводородов. В первую очередь потребляют дибензотиофены. Цель – не заметить ГО, предусматривается разумное сочетание БКО и ГО. Оптимально сначала применить БКО для разложения трудноразлагаемых соединений, а затем произвести ГО для удаления остаточной серы. Технология БКО реализована в промышленном масштабе. В дальнейшем все больше и больше будет перерабатываться битуминозные нефти.

Отличие БКО от ГО:

1. низкая температура и давление

2. на 50% ниже капитальные затраты

3. на 15% ниже эксплуатационные затрат, гибкость БКО: можно готовить сырую нефть, бензин КК, дистилляты и т.д.

4. отсутствует потребность в водороде

5. бактерии (аэробные энзимы). Необходима кислородная установка. Обессеривает дибензотиофены и бензотиофены.

6. Сера удаляется в виде водорастворимого сульфат иона (среда коррозионно агрессивная, по сути серная кислота.) Его нейтрализуют гидрооксидом Ca или аммиаком. Получают сульфат кальция или сульфат аммония.

7. позволяет снизить содержание водорода на НПЗ.

8. Гибко позволяет реагировать на изменение серы в сурой нефти.

Особенности этого НПЗ будущего.

1. Около 30% серы будет удаляться в процессе БКО.

2. нефть разделяется при Р_атм разделяется на 2 фракции: до 360 и мазут.

3. ГО подвергает фракци нк-360°С на одной установке и вторичная ректификация разделяет на газ, легкий и тяж бензин, керосиновую и дизельную фракцию.

Л бензин идет на каталитическую изомеризацию, тяжелый на кат риформинг. Наличие одной установки ГО позволяет снизить капитальные и эксплуатационные затраты, плотность застройки.

ГО подвергается ВГ. Предполагается 95% степень очистки. Это будут делать за счет применения микрокатализатора.

Для увеличения ГПН предусматривает ГК и КК.

Соотношение ГК и КК позволяет менять кол-во бензина и ДТ.

Предусматриваются твердые катализаторы.

Тяжелые остатки используются для производства

энергии и водорода

Каталитический крекинг будет нового поколения. При регенерации будет использоваться не воздух, а газ, обогащенный кислородом.

Варианты переработки вакуумного газойля.

1 вариант(Гидроочистка+КатКкрекинг)

 

ГО

КК

ВГ

Н2S

нк- 1800С

Ув. газ

180-3500С

Н2

>3500С

Сух. газ

Сжиженный газ

бензин С5-1950С (БКК)

195-3500С (ЛГКК)

>3500С

Параметры: ГО – Р=5-8МПа, Т=350-380, об.ск.-0,5-1, кр.ц.=500.

Этот вариант на НПЗ применяется тогда, когда необходимо мах бензина.

Недостатка: ЛГКК хар-ся низким ц.ч., его выход более низок.

 

1) 2 вариант Замена ГО на ЛГК

ЛГК

КК

ВГ

Н2S

нк- 1600С

газ

160-3500С

Н2

>3500С

Сух. газ

Сжиженный газ

бензин С5-1950С (БКК)

195-3500С (ЛГКК)

>3500С

КР

ЗДТ (эколог. чистое)

 

Параметры: ГК – Р=7,5-8,5МПа, Т=410-420, об.ск.-0,5-0,9, кр.ц.=800.

Этот вариант на НПЗ применяется тогда, когда необходимо

мах ДТ.

Недостатка: Высокий расход Н2, потому что лег. ГК Р=7,5-8,5

Достоинство: качество продуктов выше, соотношение ДТ/Б растет.

Конверсия при лег. ГК достигает 40%, из них до 20% ДТ.

 

3 вариант (РТ+ДТ)

 

 

ГК

ВГ

Н2S

С5-850С (ЛБГК)

газ

85-1600С (ТБГК), хор для КР

Н2

>3600С (ТГГК) для КК

160-3600С (ЛГГК)-ДТ

 

Гидрокрекинг при ↑Р, единый вторичный процесс, позволяющий получить высококачественное РТ, не уступающее прямогонному РТ. Гидрокрекинг нужен, где нужно увеличить выработку ДТ и РТ. ДТ/РТ очень большое. Выход ДТ достигает 85%.

Варианты глубокой переработки нефти с вовлечением процесса коксования.

 

1) Установка замедленного крксования

УЗК

гудрон

нк-1800С БЗК (в сырье КК и ГОДТ, 5-10%)

газ (исп как топливн. газ, много непредельных)

>3500С (ТГЗК) подмешив. в сырье КК, либо исп для производства сажи.

кокс

180-3500С ЛГЗК (сырье ГОДТ, 20%)

Основное назначение: увеличить глубину переработки нефти, получение кокса.

 

2) Флексикоксинг (неполное окисление СО)

 

ТКК

гудрон

нк-1600С

топливн. газ

>3500С

кокс (плохой кокс)

160-3500С

низкого качества

 

Атмосферное давление не нужен Н₂.

 

 

3) Гидрокрекинг, Р=20МПа, двухступенчатый, высокий расход Н₂, высокое давление позволяет увеличить выход нефтепродуктов..

 

ГК

гудрон

газ

>3500С (ТГГК)

Н2

Н2S

85-1600С (ТБГК)

С5-850С (ЛБГК)

160-3500С (ЛГГК) -ДТ

Проект сделан но не реализован.

 

 

4) предварительная подготовака гудрона по двух ступенчатой технологии.

 

ЛГК

КК

Н2S

85-1800С

180-3500С

Н2

>3500С

газ

195-3500С

>3500С

гудрон

Деасфальтизация Деметализация

газ

газ

С3- С4

С5-1950С

С3- С4

С5-1950С

 

В промышленности не реализован

Компонентный состав бензинов в США, странах Западной Европы и России. Доля процессов вторичной переработки нефти в США и России (СНГ).

Компонент	США	Зап. Европа	Россия	Среднемировой
1. Газовый бензин Бутан, зимний бенз)	5,7 (7 – 2002 г.)	5,7	5,7
2. Бенз кат риформинга	34,6 (34)	46,9	52,8
3. бенз кат крекинга	36,1 (35,5)	27,1	9,6
4. Изомеризат	4,7 (5)	5,0	1,5?
5. Алкилат	13 (11,2)	5,9	0,3	11,2
6. бензин прямой гонки	4 (3,3)	7,6	25,3 Сейчас стремится к 0	-
7. бензин термического крекнга и бенз коксования	(4)	-	4,9?	7,8
8. Бенз гидрокрекинга		-	-	-
9. Оксиденаты (КСС)	1,8 (1,5)	1,8	?	?
Млн т в год

Причины такого компонентного состава:

- Состав и мощность процессов вторичной переработки

России (СНГ).

Процессы	США	СНГ
1.	12,6	6,1
2. кат крекинг	37,9
3. кат риформинг	22,5	8,7
4. ГО	39,9	24,6
5. Гидрообессеривание	14,2	-
6. Гидрокрекинг	7,2	0,1
7. алкилировани	5,1	0,1
8. изомеризация	1,3	0,1
Итого	140,7 (209)	47,7

Характеристика БКР.

Бензины содержат АУ 45-75%, зависит от жесткости процесса (↑Т,АУ), (Р↓АУ↑). Если содержание АУ 75% и КР работает на получение индивид. АУ, блока экстракции нет.

ОУ н.б. 3,0% (надо 0,3-0,8%); НУ н.б. 10% (надо 1-3%), тогда КР хорошо работает.

Качество бензина КР: о.ч. м.м. 75-92, и.м. 83-105.

АУ, %	О.ч. м.м.	О.ч. и.м.	Чувс-ть
	76,5	81,5
		97,6	6,6

Чем больше АУ, о.ч. больше, а качество хуже.

Особенности бензинов КР: неравномерное распределение о.ч. по фракциям. Провал фр.

От 60 до 100С, низкокипящие фракции имеют низкие о.ч., плохие пусковые свойства.

Холодный двигатель, воспл-ся та часть Б, к-ая превратилась в пары с низким о.ч. Это затруднительно., из-за высокого содержания АУ, бензин имеет плохие экологические показатели, высокое нагарообразование, т.к. АУ по строению ближе к коксу.

 

Характеристика БКК.

О.ч. м.м. 80-82, и.м.- 90-95.

АУ 25-40%, ОУ-20-25%, НУ+ПУ 55-35%.

Влияние хим. состава на о.ч.

 

выкипание фр. Б.

Выкипание фракций	Выход, %	НУ+ПУ	ОУ	АУ

НУ по мере утяжеления фр. Растут, ПУ снижаются.

Выводы:

1.Содержание ОУ во фр.Б. КК постоянно.

2.Содержание АУ возрастает по мере утяжеления фракции

3.Чувс-ть по мере утяж-я увел-ся.

4.Имеется провал по о.ч., но оп меньше, чем у Б КР. Следовательно Б КК имеет плохие пусковые св-ва, но лучше, чем Б КР. Хим. св-ва Б КК зависят от хим.состава сырья (вак.газ).

Если плотность сырья больше на 0,068 кг/м³, то о.ч. Б больше на 0,3 пункта по м.м. или 0,15 по и.м. Т.о. чем больше АУ в сырье, тем выше о.ч. Б.

Качество и выход бензина зависит от условий КК. Чем больше жесткость, тем выше конверсия, больше АУ, больше и-ПУ, выше о.ч. Бензин КК имеет высокую чувс-ть из-за высокого сод-я ОУ и АУ.

Характеристика алкилатов

Алкилаты (изооктан технический) 2,2,4 ТетраМетилПентан о.ч. 100. По эксплут-м свойствам бензин самый качественный и самый дорогой.

Особенности: низкая чувст-ть, низкий выброс вредных в-в, о.ч. зависит от сырья.

1. Сырье н-бутан, алкилат бутен-1.

н-С4Н10+н-бутен 1:

сумма С4-С5 до 61%, сумма С6-С7 –до 12%, сумма С8 до 22%, сумма С9 до 5%.

Не очень высокие о.ч.

2. и-С4Н10+бутен-1: сумма С4-С5 до 28%, сумма С6-С7 –до 9%, сумма С8 до 37%, сумма С9 до 26%.

3. н-С4Н10+и-бутен: сумма С4-С5 до 52%, сумма

и-С6-С7 –до 16%, сумма С8 - 27%, сумма С9 до 5%.

4. и-С4Н10+пропен: сумма С5 до 25%, сумма

и-С6-С7 –до 57%, сумма С8 до 10%, о.ч. 91.

5. н-бутан+пропен: сумма С5 до 37%, сумма

и-С6-С7 –до 43%, сумма С8 до 8%, о.ч ниже.

6. н-бутан+этилен: сумма С4-С5 до 18%, сумма

и-С6-н-С6 –38%, сумма С7 44%, о.ч -90.

7. и-бутан+этилен: сумма С4-С5 до 10%, сумма

и-С6-н-С6 –56%, сумма С7 34%, о.ч -ниже90

Катализаторы, Н2SO4, НF, цеолитсодержащие и др.

Биотоплива.

Распространенное сырье яв-ся соя(бобы).

Рапс широко распространен в Европе около 80%

Также сырьем может быть косторовое и пальмовоее масло, морские водоросли, органические отходы, животный жир.

Характерные черты:

1. Отличается экологической чистотой

2. Высокая биоразлогаемость

Низкая стоимость, большие объемы производства

Получение биотоплива осуществляется перетирификацией из малекул растительного масла выдел. глицирин и

 

получают сложные эфиры которые яв-ся биотопливом.

Мат.баланс:

Взято: %мас

Спирт 12

Кат-ор 1

Рапсов.масло 87

Итого 100

Получено:

БДТ 86

Глицерин 9

Жиры

(Удобрения) 1

Спирт 4

Итого 100

t=66°С, Р-атм.

Особенности биотоплива

1. БДТ производят из растительного масла

2. БДТ может применятся как самост. вид био топлив

3 Применение БДТ позволяет снизить потребность к нефтепродуктов

4. Снижается дымность отработанных газов на 20%

5. Снежаются выбросы СО, СО2, SO2, и твердых частиц

6. Повышается ЦЧ улучшаются смазывающие свойства диз.топлив

7.Способствует очистки форсунок и топливных насосов.

Содержание S менее 10 ppm

В США выпускают марки В-2 – 2% биотопливо + 98% нефтянго

В100 – 100% биотоплива, В20 – 20%.

 

 

Основные св-ва

хорошая испаряемость для обеспечения полноты сгорания;
высокие полнота и теплота сгорания, предопределяющие дальность полета самолета;
хорошие прокачиваемость и низкотемпературные свойства для обеспечения подачи топлива в камеру сгорания;
низкая склонность к образованию отложений, характеризуемая высокой химической и термоокислительной стабильностью;
хорошая совместимость с материалами: низкие противокоррозионные свойства по отношению к металлам и отсутствие воздействия на резиновые технические изделия;
хорошие противоизносные свойства, обусловливающие небольшое изнашивание деталей топливной аппаратуры;
антистатические свойства, препятствующие накоплению зарядов статического электричества, что обеспечивает пожаробезопасность при заправке летательных аппаратов.

Показатели качества

Внешний вид: Цвет:

Кислотное число общее, мг КОН/г, не более

Йодное число, г 12/100 г топлива, не более

Температура вспышки, "С, не ниже

Температура начала кристаллизации, "С, не выше

Температура застывания, "С, не выше

Термоокислительная стабильность в статических условиях при 150°С, не более:

- концентрация растворимых смол, мг/ЮОсм1 топлива

- концентрация нерастворимых смол, мгЛООсм ' топлива

Термическая стабильность в статических условиях при 150°С (концентрация осадка), мг/100 см топлива, не более

Термоокислительная стабильность на установке Джефтот (JFTOT) 2,5 ч при температуре испытания не ниже 260°С: перепад давления на фильтре, кПа (мм.рт.ст), не более отложения на трубке, менее

Плотность при 200, не менее Плотность при 150, в пределах

Содержание ароматических углеводородов, % мае.(об), не более

Концентрации фактических смол, мг/100 дм1 топлива, не более

Содержание общей серы, % мае., не более

Содержание меркаптановой серы, % масс., не более

или докторская проба

i Содержание сероводорода

Испытание на медной пластинке при Ю0"С в течение 4 часов

Корр>зия медной пластинки (2ч ±5мин) при температуре 100' С, класс, не более

Содержание нафталиновых углеводородов, % мае., не | более

Фракционный состав: T начала перегонки 10% отгоняется 50% отгоняется 90% отгоняется 98% отгоняется T Т конца кипения

Р Удельная электропроводимость: при заправке

 

 

Современное состояние ЭЛОУ.

Назначение – обеспечить нормальную работу АВТ, получение качественных фракций нефти для их дальнейшей переработки.

Последние годы резко ужесточилисьтребования к качеству нефтей для НПЗ, особенно после ЭЛОУ.Это тенденция наблюдается Вов сем мире. Причины:

1. Во всех странах на НПЗ растет доля ВП.

2. повысились требования к качеству товарных н/пр.

3. увеличилась продолжительность межремонтного цикла установок АВТ. Снижение солей с 14 до 3 мг/л – меж.рем. –увел-ся в 2 раза до 3-4-х лет.

4. соли остав-ся в нефтях попадают в сырье кат процессов и являются причиной отравления кат-ра.

5. ↑сод-е солей после ЭЛОУ приводит к ухуд-ю качества ост-х топлив и кокса (повышается зольность). Можно исправить, добавив ДТ.

6. нефти с ↑ сод-м солей способ-т загр-ю окр. среды. Если перерабат-ть с солями менее 0,5 мг/л, то чистая прибыль 0,75-1,5$ на 1м³ пререраб-го сырья. Особенно нужно удалять хлористые соли (хлористоводородная и сероводородная коррозии). На ЭЛОУ имеет место электрохимическая коррозия (блуждающие токи).

7. Сод-е мех.примесей не более 0,05%. Ели нефть отвечает ГОСТ (0,05%) получить мазут и ДТ не удается. После ЭЛОУ нефть должна содержать мех.прим. значительно ниже. Если на НПЗ с содержанием 100 мг/л, то мин.сод-е солей после ЭЛОУ 0,1-0,3 мг/л. Нужно (лучше) отсутствие.ЭЛОУ за рубежом и в России не уступает по эффективности работы.

Требования к современным деэмульгатарам. Промышленные деэмульгаторы

1. Должен обеспечивать сод-е солей в нефти н.б. 2-3 мг/л.

2. расход дем-ра не более 10 гр/тн.

3. содер-е мех.прим-й в нефти после очистки н.б. 0,005%.

4. остаточное содержание воды н.б. 0,1%

5. сод-е н/пр в дренажной воде не более 50 мг/л.

Считают деэм-р хорошим, если в результате обезв-я и обес-я за 30 мин. пребывания в эл.дег-ре обеспечивается 95% обезвоживание и 90% обессоливание.

Часто применяемые деэм-ры: прогалит,, реапон, диссольвант, сепарль, кимеликс, геркулес. Больше деэм-в яв-ся нефтерастворимые.

Недостаток: избирательная деятельность к нефтям (при координальной смени нефти нужно координально менять режим).

Все они по природе очень похожи. Большинство на основе блоксополимеров оксидов алкилфенолов.

П-2, П-3 – деэм-ры для сернистых и высоко сер-х нефтей. При хранении со временем не теряют активность. Деэм-р расп-ся между водяной и нефтяной базами 0,6-0,7. Обладает ингибит-ми св-ми.

Важное значение имеет расход воды и ее качество. Чем эф-е добав-я вода смеш-ся с пластовой водой, тем эф-е будет обезв-е. Чтобы обеспечить качественное смешение, необходимо доб-ю воду довести до дисперсности пластовой воды. Это достигается за счет увеличения удельной меж.фазной поверхности:

- увеличитьрасход воды (не экон-но), не эф-но с точки зрения разрушения эмульсии. Чем ↑ расход воды, тем больше крупных капель. Они не смеш-ся с мелкодиспер-ми

 

 

глоболами промысловой воды и выпадают, а мелкие промысловые поднимаются вверх.

- обеспечить тонкое дисперг-е промывной воды и равномерно ее распределить в потоке нефти. Эффективные узлы смешения – смесительные клапаны, регулируемые смесители (смеситель с форсунками) очень эф-е, смеситель с тангенсальным вводом, сырьевой насос (разбивается вода в крельчатке).

Время отстоя должно быть > 1часа, для эф-го отд-я воды.

45. Мероприятия по улучшению подготовки нефтей на ЭЛОУ перед их переработкой.

1-введен автомтич дренир-е Н₂О в водоотстой-х,

2-обязт обессолив и обезвож на мест добычи,

2.1-налич деэмул в н. препятств старен,

2.2-сниж образ грязн сточ вод на НПЗ,

2.3-совмесн подгот позвол эконом и кач-но очист н. от воды и солей,

3-раздельн перераб н. на НПЗ серн и выс.серн,

4-защилач н. до рН=6,

5-увелич эф-ть перемеш-я деэмульг-а промыв водой

6-на ус-ках д.б. предусм возм-ть обессол и обезвож в 3-4 ступ-и,

7-ловушеч-ю эмульс-ю лучше обезвож на спец ЭЛОУ,

8-чистить Эл дегигр-ы не реже 1 раза в год,

9-дрениров воду из Эл дегидр-ов до тех пор пока не пойдет н. не реже 1раза в 6мес, 10-д.б.смонтир хор-й узел для смеш-я деэмул-ра,

11-промывн вода не долж превыш рН-6,5,

12-не допуск смешив нефтей, если возмож-а осаж-е асфальтенов

 

 

Пути снижения давления (Р).

1. Устан-ся ректиф-е тарелки или насадки с низким гидравл-м сопротивлением

2. Увел-ся сечение трансфертного т/пр (от П-1 до К-2). Будет минимальное гидр-е сопрот-е в печи, мин-е Р, доля отгона в К-2 увел-ся.

3. Применение в печах нагрева нефти в нескольких потоках. Сод-е диз.фр. в мазуте умен-ся до 6-4%, вместо 8-12%.

48.Анализ работы и мероп-тия по улучшению работы вак. колонны, работающей по топливному варианту.

ВЦО – ДТ (часть на орошение), ВГ(вак. газойль)→ЛГ и ТГ, гудрон.

Т вх=380-400, вверху=60-160 (100-110), внизу=360-380⁰С, Ростат=30-60 мм.рт ст.

Главные недостатки: плохой вакуум, низкая четкость ректиф-и, низкий отбор ВГ (до 60%), по Ткип. ВГ легкий 280-320⁰С, Тк.к. тяж. ВГ на уровне 470-480⁰С, Тн.к. тяж. ВГ=450-460.

Мазут по топл-му вар-ту перег-т в одной колонне Особое внимание уделяют умен-ю унесения из низа тяж.флегмы из контрк-й зоны в верхнюю укреп-ю часть, малое внимание погоноразделению. Над зоной питания устан-т каплеотб-ю тарелку, чтобы получить более легкий ВГ, умен-т его отбор (40-45%). Чем глубже вакуум, тем лучше раб-т колонна.

Мероприятия: 1. снизить давление в П-1, прим-ть многопоточные змеевики от 4 до8. Исп-ть печи двухстороннего облучения. 2. В ВК применять регулярную насадку. 3. Если прим-ся барбат-е тарелки, то к ним уст-ся разл-е треб-я: тарелки в укреп-й части иметь мин-е гидр-е сопрот-е, высокую произ-ть по парам, чтобы эта часть колонны могла стабильно работать в широком диапазоне. Тарелки в отгонной части необязательно небольшой перепад Р. Работа колонны не зависит от Р а отгонной части. В отгонной части главное эффективность контакта. Число тарелок небольшое, т.к. время пребывания гудрона должно быть небольшим, чтобы не разлагаться. Основные показатели качества ВГ: коксуемость н.б. 0,15%, цвет, фр.состав.

Арубежные установки НТИ.

На установке Пенекс необходима очистка и сушка

ГО необходима так как сера влияет на катализатор

Осушка вредит катализатору и проходят реакции гидрокрекинга и удаляется углерод с поверхности хлор

В сырье входят бутаны которые являются болластом

Нафтеновые углеводороды на реакцию не влияют но их ограничиваются 10-15%

Олефиновые и ароматические углеводороды самые нежелательные так как их гидрирование сопровождается повышением температуры увеличивается тем-ра катализатора и уменьшается селективность

Закоксованность катализатора ограничивается 5%

Температура процесса 120-200 давление 1,4Мпа

Октановое число зависит не только от катализатора но и от схемы

Условия ГО

1. Лимитирующий параметр Р=3-4,5 МПа (за рубежом 5-8 МПа).

2. Т-ра 280-300⁰С (ГОБ), 300-320⁰С (ГО РТ), 330-360⁰С(380) (ГО ДТ).

3. Об.скор. 0,2-2,5 ч^-1 (ЭЧДТ), об.скор 3-4,0 простое.

4. кратность циркуляции н.б. 250 нм³/м³ сырья (400-450 ЭЧДТ). Выход гидрогенизата н.м. 95-97%.

Параметры ГО ДТ

1. Чем ↑Р, тем эффект-е процесс гидрообессеривания.

2. Т начала экспл-ции каt 330-340⁰С. Чем выше тем-ра, тем выше крекинг и расход H₂. Высокие температуры ведут к разложению.

3. крат.циркул при получении ЭЧДТ возрастает, т.к. чем ↑ крат.циркул, тем ↑Рпарц. H₂, а реакция обессеривания ведется с участием водорода.

Проблемы получения ЭЧДТ

ДТ по сод-ю S 0,1% - 0,05%.

ДТ прямой гонки сд-т не более 0,6% S. Получить ЭЧДТ из такой фр-ции не составляет труда, необходимо: соблюдение современных технологий загрузки реакторов, применение современных технологий активаций сульфидирования катализатора, пуск и экспл-я стрго в соотв-и с реглам-м. При этом достаточно: Р=3,5-4МПа, Т=330-350, об.ск=3-4ч^-1, кр.ц.= 100-200.

ДТ прямой гонки S=0,6-1,2%, способы получения ЭЧДТ:

1 вариант – ДТ имеет Тк.к. не выше 330-340⁰С, 2 вариант- ДТ имеет Тк.к. не выше 360⁰С и ↑.

1 вариант. Бензо и дебензотеофеновая сера, т.б. алкил замещенная, конц-ся во фр-х ДТ, выкипающих выше 330-340⁰С (такой серы в 1 варианте мало). В этом случае достаточно собл-ть усл-я, что и для сырья с S=0,6%, чтобы получить ЭЧДТ.

2 вариант. Характерно наличие бензо и дибензотеоф. S в большом кол-ве. Нужно жесткие усл-я Р=н.м. 7-8МПа, об.ск. 2,0-2,5, кр.циркул.=350-400.

ДТ прямой гонки с S>1,2%, способы получения ЭЧДТ:

1 вариант Тк.к н.в. 320⁰С (как в предыдущем)

ДТ ПГ +ЛГ втор.происх. (много теоф.и бензотеоф серы) Более жесткие условия. Р= мах., об.скор. 1,2ч^-1.

В США до 20%, в Зап. Европе до 13% легкие газойли втор. проис-я. Много ОУ (20-25%) и диеновых у/в + смолы и O₂-ие соед-я, много теоф. S. Диеновые у/в склонны к полимеризации.

Прямое вовлечение ЛГ ВП в ГО невозможно, а также в товарные ДТ – ухуд-ся термоокис-я стаб-ть.

Процесс ГО идет с ↑Q, Т на выходе ↑, чем на входе, чем больше газойлей втор-го происх-я. При перер-ке смесевого сырья растет расход водорода.

Если ЛГ ВП не более 10%, то при Р=3,5-4,0МПа, об.ск. 2 ч^-1, кр.цик=до300, получают ДТ с S=0,05-1,0%.

Процесс ГО услож-ся, если ЛГ ВП достиг-ся 15-20% и выше (основная причина наличие ОУ и диеновых).

Для ГО смесевого сырья (15-20% ЛГ ВП) необходимы установки с Р=7-8 МПа, кр.ц. Н₂ возростает.

Направление).

1. Соверш-е техн.схемы ГО (24-6(7)), двухпоточные, на каждом потоке2 реактора (не выгодно). У нас 1-ступенчатая, за рубежем 2-х – 1-ая гидрирование, 2-ая гидрообессеривание.

2. Применение энергосб-х технологий (горячая сепарация ГПС).

3. Применение стабилизации гидрогенизата при повыш. Р с поддувом ВСГ.

4. Применение отпарки, отдувки гидрогенизата газами. ДТ должно выдер-ть сип-е на медн.пл. Не должно ост-ся H₂S, поэтому на уст-х исп-т блок защелачивания, значит имеются грязные кислые стоки. Внедрение отдувки позволяет отказ-ся от блока защелачивания.

5. Перевод установок с работы на проток ВСГ на циркуляцию ВСГ.

6. Осущ-ть ГО отдельно лег-го и тяж-го ДТ, т.к. они требуют разные условия.

7. Совмещение гидрообес-е ДТи гидрир-е АУ в одн