Описание поточной схемы переработки нефти

 

Сырая нефть проходит стадию очистки на блоке ЭЛОУ, где производится её обезвоживание и обессоливание. Обезвоженная нефть поступает на атмосферный блок установки АВТ, а вода и растворённые в ней соли выводятся с установки[8].

На атмосферном блоке нефть перерабатывается по двухколонной схеме, так как содержание бензина в нефти 33,6%масс. В первой колонне К-1 производится отбензинивание нефти, то есть 13,1%масс бензиновой фракции и 1,9%масс растворенные в ней углеводородные газы отеляются от сырья. Полуотбензиненная нефть после К-1 поступает в атмосферную колонну К-2 на дальнейшую ректификацию. В колонне К-2 сырьё разделяется на бензиновую фракцию н.к.-180єС, керосиновую фракцию 180-220С, дизельную фракцию 220-350С и остаток мазут.

Керосиновая фракция блока АТ полностью удовлетворяет требованиям ГОСТ на реактивное топливо ТС-1, фракция дизельного топлива прямой гонки 220-350С - на дизельное топливо марки «З» и «А», после дополнительной очистки от серы на блоке гидроочистки (ГО) оно отвечает требованиям на малосернистое арктическое дизельное топливо марки ДТ А-0,08-минус 60.

Мазут после атмосферного блока направляется на вакуумный блок, где нагревается в печи до 410С и поступает на фракционирование в вакуумную колонну К-3 для разделения. С верха колонны К-3 отгоняются остаточные светлые углеводороды нефти, которые, после гидрооблагораживания на блоке ГО, являются тяжёлым компонентом зимнего дизельного топлива. С низа колонны выводится остаток - гудрон, который является хорошим сырьём для производства масленых фракций.

На установке гидрокрекинга происходит переработка тяжёлых вакуумных газойлей блока АВТ. С помощью гидрокаталитического крекинга из тяжелых газойлевых фракций на катализаторах, при повышенных давлениях и температурах и циркуляции водородсодержащего газа вырабатываются высококачественные реактивные и дизельные топлива, имеющие низкие температуры застывания и начала кристаллизации и не содержащие в своём составе серосодержащих соединений.

На установке гидрокрекинга вакуумный газойль перерабатывается в низкокачественный бензин, который поступает на смешение с прямогонным бензином с целью повышения его детонационной стойкости. Керосиновые дистилляты ГК являются товарным продуктом - реактивным топливом ТС-1. Дизельные дистилляты - низкотемпературный, легкий компонент дизельного топлива. Газы гидрокрекинга, вместе с другими газами с установок гидроочистки идут на установку очистки от сероводорода. Остаток ГК является сырьём для установки каталитического крекинга..

В процессе каталитической гидроочистки на Al-Ni-Mo катализаторе при повышенных температурах и давлении происходит удаление из нефтяных фракций серы, азота и кислорода, содержащиеся в виде соответствующих органических соединений, что снижает содержание в продуктах гетероатомных и смолистых соединений. При гидроочистке происходит также гидрирование непредельных соединений. В процессе ГО возможны реакции крекинга сырья.

Сырьем для установок гидроочистки являются: бензиновая фракция, керосиновая фракция, фракция дизельного топлива и дистиллят вакуумной перегонки мазута, получения масленых фракций, прямогонная фракция дизельного топлива[9].

Продуктами являются:

Гидроочищенный бензин - направляется на блок каталитического риформинга;

Гидроочищенный компонент зимнего дизельного топлива - компонент товарного продукта;

Гидроочищенное сырьё для получения базового масла;

Малосернистое (до 0,01-0,05%масс серы) арктического дизельное топливо - товарный продукт;

Бензиновая фракция - смешивается с прямогонным бензином и направляется на блок вторичной перегонки;

В процессе гидроочистки применяют Al-Ni-Mo катализатор.

На установке очистки углеводородных газов ГО и ГК диэтаноламином (ДЭА) происходи очистка от сероводорода. ДЭА образует комплекс с кислыми компонентами углеводородного газа, который при повышении температура распадается на исходные компоненты. Сероводород с установки очистки газа гидрогенезационных процессов является сырьём для установки производства серы окислительной конверсией (процесс Клауса), а очищенный газ отправляется на ГФУ предельных газов.

Бензиновые фракции с блоков гидроочистки, гидрокрекинга и прямогонный бензин идут на вторичную перегонку, где разделяются на фракции н.к.-70С и 70 - 180С.

На установке гидрокаталитической изомеризации происходит процесс я превращения легких нормальных парафиновых углеводородов в соответствующие углеводороды изостроения с целью повышения октанового числа и выработки высокооктановых компонентов автомобильного бензина. Сырьем является прямогонная фракция н.к.-70С блока вторичной перегонки бензина и газовый бензин ГФУ предельных газов. Катализатор процесса: ИП-70. Углеводородный газ с блока изомеризации направляется на ГФУ предельных углеводородов Фракция 70-180С блока вторичной перегонки бензина и гидроочищенный бензин узла замедленного коксования - идёт на процесс каталитического риформинга. Сущность процесса риформинга заключается в получение высокоароматизированных бензиновых дистиллятов, которые используются в качестве высокооктанового компонента бензина, и водорода для гидрогенезационных процессов [10].

 

5 Материальный баланс переработки нефти по потенциальным содержанием фракций

Материальные балансы установок по переработке 6,2 млн т/год Арыскумской нефти.

1. количество воды, т/год.

М_В=G_C*a / 100        

Где: G_с-масса сырой нефти, т/год;

  а=П-0,1-содержание воды, в % масс.

  П - степень подготовки нефти на промыслах по содержанию воды, в % масс

  0,1-остаточное содержание воды в обезвоженной нефти, % масс.

6,2*0,4/100 24800

2. количество механических примесей, т/год.

М_МП=G_C * B/100        

Где: В - степень подготовки сырой нефти на промыслах по содержанию механических примесей, % масс.

6,2*0,05/100 =3100 М_МП=3100

3. количество хлоридов (т.е. солей) т/год

М_X=G_C * (C-4.0) / d₄²⁰* 10⁶    

Где: d₄²⁰ -плотность нефти, т/м³.

    С - степень подготовки сырой нефти на промыслах по содержанию хлоридов, мг/л

   4,0 – остаточное содержание хлоридов в обессоленной нефти, в мг/л.

6,2*(100-4)/0,8546*10⁶=696 М_X=696

4. всего соляного раствора, удаляемого из сырой нефти, т/год.

 S М_С.Р.= М_В+М_М.П.-М_Х           

24800+3100-696=27204 S М_С.Р=27204

5. масса обессоленной и обезвоженной нефти, т/год.

М_Н= G_C - S М_С.Р        

М_Н=6200000-27204=6172796 М_Н=6172796