Процесс гидрокрекинга нефтяных фракций

 

    Остаточные  фракции гидрокрекинга практически  не содержат би- и полициклических углеводородов и могут успешно использоваться для получения масел с вычоким индексом вязкости без применения стадии селективной очистки.

 

    Процессы  гидрокрекинга,  особенно при высоком  давлении, энергоемки и требуют значительных капитальных затрат. Однако возможность получения светлых нефтепродуктов до 100% по объему перерабатываемого сырья ставит гидрокрекинг в ряд перспективных процессов углубленной переработки нефти [6].

 

    Нефти месторождений Кумколь, Кенкияк, Мангистау  фракционировали путем отбора бензиновой (НК-180 0С), дизельной (180-350 0С) фракцией и вакуумного газойля (350-500 0С). Были получены результаты по депарафинизации вакуумных газойлей этих нефтей для оценки качества получаемы базовых масел [3].

 

    Наибольший  выход фракции  вакуумного газойля 350-500 0С характерен  для нефти Кумколя. Масляные  фракции этой нефти наиболее  легкие, с низким содержанием  серы и более высоким индексом  вязкости. Депарафинизация вакуумного газойля кумкольской нефти дает депарафинизированные масла со средним значениями вязкости 83-86. В следующей серии экспериментов были проведены опоты по депарафинизации более узких вакуумных газойлей.

 

    Расчеты показали, что  при переработке  кумкольской нефти с выделением узкой фракции масляного дистиллята (вакуумного газойля 370-450 0С) выход базового масла составляет 13,4%  на нефть.

 

    В отличие от высокоиндексных  депарафинизированных масел Кумколя  при депарафинизации  вакуумного  газойля нефти Мангистау  получается масло с индексом вязкости 76. Это связано с более высоким  содержанием (15,8%) в масле из вакуумного газойля Мангистау тяжелых ароматических и смолистых компонентов. Традиционная переработка этого вида сырья физико-химическими процессами ректификации депарафинизации не позволяет получить базовые масла высокого качества без вовлечения дополнительных стадий очистки, что послужило основанием для включения в схему переработки процесса гидрокрекинга.

 

    Анализ  вакуумного газойля  гидрокрекинга, полученного из нефти Мангистау, показывает, что масляные дистилляты отличаются весьма высоким содержанием (91,5%) парафинонафтеновых и легких ароматических углеводородов, что позволяет ожидать получение после проведения депарафинизации высокоиндексных базовых масел [4].

 

    Результаты  анализа  продуктов депарафинизации  масляных  дистиллятов показывают, что   выходы депарафинизированных масел  достигают 76-8%, причем при более  жестких условиях гидрокрекинга  было получено депарафинизированное  масло с более лучшими показателями по индексу вязкости и температуре застывания. Вместе с тем следует отметить, сто масляные дистилляты гидрокрекинга имеют довольно широкий фракционный состав в пределах 350-460 0С. При более узком подборе масел по фракционному составу величину индекса вязкости базового масла можно повысить до 110-115 пунктов.

 

    В целом результаты  опытов гидрокрекинга  вакуумного  газойля нефти Мангистау свидетельствует  о том, что такая переработка  остаточного углеводородного сырья  помимо отличных базовах масел позволяет получить еще 63,6-71,3% светлых дистиллятов (бензина и дизельного топлива) на исходное сырье гидрокрекинга (рис.1). тем самым может существенно углубиться переработка нефти по предприятию в целом. В случае переработки мангистауской нефти по более сложной схеме, включающей стадию гидрокрекинга широкой фракции вакуумного газойля, ресурсы завода по моторным топливам увеличиваются на 20%, а выход базового масла в этом случае составляет 5,3% на нефть. При этом дизельное топливо гидрокрекинга полностью соответствует требованиям на экологически чистые марки летнего дизтопливо, а бензин с октановым числом около 70 также будет легко утилизирован на НПЗ в качестве компонента товарных автобензинов.

 

    Таким образом результаты  исследования кумкольской  нефти и продуктов гидрокрекинга  вакуумного газойля мангистауской  нефти показали техническую воможность получения базовых масел с индексами вязкости от 96 до 107 пунктов (марка И-20).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                              нефть

 

                      100%

 

     

 

                    газы                                         прямогонный бензин (40-180 0С)

 

                     1,5%                   АВТ                                    16,2%

 

                 

 

    

 

           гудрон > 500  0С                         дизельное топливо (180-350 0С)                 32,4%                                          22,3%

 

          вакуумный  газойль

 

                                                      (350-5000С)

 

                                                       27,6%

 

                

 

              водород                Гидрокре-            газы

 

                 0,6%                       кинг                  1,1%

 

 

       бензин ГК (НК-1800С)                     дизельное топливо ГК (180-350 0С)

 

      4,5%                                15,6%

 

      масло ГК

 

                                                          7,0%

 

 

 

                         слоп-воск       Депарафи-         парафин

 

                             0,9%             низация              0,8%

 

 

 

 

 

                                            базовое масло

 

                                                     5,3% 

 

    По  представленным блок-схемам переработки нефтей месторождения Кумколь и Мангистау были рассчитаны материальные балансы: установок АВТ, гидрокрекинга, УЗК, депарафинизации и соответственно сводные балансы, по результатам которых составлена диаграмма выходов нефтепродуктов (рис.3). из диаграммы видно, чо выход бензина, дизельного топливо, кокса, котельного топливо больше при переработке мангистауской нефти (за счет процесса гидрокрекинга), а выход базового масла и парафина больше из кумкольской нефти. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    4 Перспективы глубокой  переработки нефти на АНПЗ

 

    по топливно-масляной  схеме 

 

    Как известно, нефтеперерабатывающие  заводы в основном строятся  по двум технологическим схемам: топливной, т. е. с производством моторных топлив; и топливно-масляной, когда наряду с топливами вырабатываются смазочные масла, без которых также невозможны не только эксплуатация транспортных средств, но и осуществление многих технологических процессов.

 

     К сожалению, все  три НПЗ Казахстана (Атырауский, Павлодарский и Шымкентский) были  построены по топливному варианту, а смазочные материалы в страну  до сих пор завозят извне.  В год распада СССР, т.е. в  1991 г., было завезено 610 тыс. т. различных смазочных материалов [1]. За годы независимости попытки строить новый завод по топливно-масляной схеме не увенчались успехом.

 

    Кроме того, глубина переработки  нефти на казахстанских заводах  намного ниже, чем на заводах  в России, не говоря уже о США, Европе, Японии. Обусловлено это впервую очередь тем, что в республике не строятся новые современные установки по вторичной переработке нефти, при этом 45- 50 % сырья уходит в остаток- мазут, из которого при наличии соответствующих технологических процессов может быть получен широкий ассортимент продукции, включающий бензины, дизельное топливо, смазочные масла, группы углеводородов для нефтехимии и т.д. [11].

 

    Углубление переработки  нефти на имеющихся в республике  НПЗ позволит получать дополнительно не менее 25 % высококачественных конкурентоспособных на внешнем рынке нефтепродуктов, более гибко проводить политику соотношения количества перерабатываемой и экспортируемой нефти, избежать дефицита горюче-смазочных материалов. Кроме того, углубление переработки нефти одновременно решает задачу сырьевой базы для таких важных отраслей промышленности, как нефтехимия и химия.

 

    Хотя ;на Атырауском НПЗ  и произошла реконструкция действующих  установок, и введены в строй  некоторые новые установки, такие,  как гидроочистка  и гидродепарафинизация дизельного топлива, изомеризация, гидроочистка бензиновой фракции, все же пока отсутствуют мощности по переработке вакуумного газойля, что сказывается на глубине переработки, которая едва достигает 60 %, что является крайне низким показателем. Поскольку основным направлением развития отечественной нефтепереработки на современном этапе должно быть углубление переработки нефти и повышение качества нефтепродуктов, имеется •возможность на АНПЗ наряду с производством высококачественных моторных   топлив выпускать и смазочные нефтяные мас.ла, тем самым решив проблему их импорта в страну.

 

    Оснащение НПЗ установками  глубокой переработки нефти на  основе каталитических и гидрокаталитических  процессов позволит в кратчайшие  •сроки с относительно низкими капитальными затратами увеличить выпуск -высококачественных моторных топлив и масел [12].

 

    Из анализа работы  технологических установок существующей  схемы Атырауского 

НПЗ видно, что около 40% мазута остается без эффективной переработки. Поэтому

для увеличения глубины переработки  нефти нами исследованы остатки (вакуумный 

газойль, мазут, гудрон) АНПЗ для выбора более рационального варианта их

глубокой переработки. Для этого  нами рассмотрены варианты переработки

 

    вакуумного газойля на установках каталитического крекинга и гидрокрекинга.

 

    Материальные балансы  процессов каталитического крекинга  и гидрокрекинга приведеныв таблицах 1 и 2. Внедрение этих процессов  изменяет баланс полученных -эфтепродуктов  в сторону максимального увеличения выхода моторных топлив беннзина и дизельного топлива) [13].

 

    Несмотря на сравнительно  высокие капиталовложения и стоимость  катализатора, процесс гидрокрекинга  для производства топлив и  масел является экономически  эффективным. Оценка экономической эффективности процесса подтверждается и результатами промышленных испытаний.

 

   

 

 

 

    В с цельях увеличения  суммы светлых фракций нами  были проведены опыты по гидрокрекингу  вакуумного газойля АНПЗ [14].

 

    Эксперименты были проведены  при" объемных скоростях 0,5 ч -1 и 1,0 ч-1. Результаты гидрокрекинга представлены в табл. 3.

 

    С повышением объемной  скорости подачи сырья увеличивается  выход гидрогенизата (табл. 3). Переход  на более жесткий режим (повышение  температуры, уменьшение подачи сырья) приводит к снижению сыхода гидрогенизата. Материальный баланс опытов по гидрокрекингу вакуумного газойля представлен в табл. 4.

 

   

 

 

    Следует отметить, что  процесс получения масел гидрокрекингом  дает ценные побочные продукты. Все легкие продукты имеют низкое содержание серы. Бензин благодаря высокому содержанию нафтенов является хорошим сырьем для риформинга. Реактивное топливо отличается небольшим содержанием ароматических углеводородов и низкой температурой застывания. Возможно получение фракций дизельного топлива также с низкой температурой застывания. Легкие смазочные масла пригодны для изготовления белых медицинских масел и маслорастворимых сульфонатов.

 

    Из материального баланса  опытов по гидрокрекингу вакуумного  газойля виднно, что ужесточение режима гидрокрекинга (0,5 ч -1) увеличивает выход газа и топливных фракций по сравнению с масляными, и наоборот.

 

   

 

 

    Результаты анализов  дистиллятов представлены в табл. 5. Если характеризовать топливные  фракции гидрокрекинга, то увеличение объемной скорости подачи сырья (1 час1) приводит к незначительному ухудшению показателей качества этих дистиллятов.

 

    В случае масляных  дистиллятов гидрокрекинга (табл. 6) более лучшие показатели характерны  для опыта №1 (0,5 ч-1) по содержанию  серы, по температуре застывания и индексу вязкости.

 

   

 

 

    Масляные дистилляты  отличаются весьма высокими содержаниями  парафино-нафтеновых и легких  ароматических углеводородов, составляющих  в опыте №1 95,1%, в опыте №2 91,1%, что позволяет ожидать получение после проведения депарафинизации высокоиндексных базовых масел.

 

   

 

 

 

    Опыты по депарафинизации  проводили в следующих условиях: температура фильтрации минус  27°С, кратности растворитель - сырье  4:1 на стадии кристаллизации и  1,5:1 на стадии промывки. Результаты опытов сведены в табл. 7.

 

    Как видно из результатов  анализов продуктов депарафинизации  масляных дистиллятов, выходы  депарафинизированных масел достигают  76 - 80%, причем при более жестких  условиях гидрокрекинга (опыт 1) было  получено депарафинизированное масло с более лучшими показателями по индексу вязкости и температуре застывания. Это указывает на то, что с увеличением температуры и уменьшением объемной скорости подачи сырья преобладают реакции крекинга более тяжелых полициклических углеводородов и изомеризации парафиновых углеводородов, Вместе с тем следует отметить, что масляные дистилляты гидрокрекинга имеют довольно широкий фракционный состав в пределах 350-460°С. При более узком отборе масел по фракционному составу величину индекса вязкости базового масла можно повысить до 110 - 115 пунктов.