содержание      ..     65      66      67      68     ..

7 Перспективные технологии переработки нефти - часть 6

7.9 Гидрокрекинг остаточного сырья (перспективные технологии)

7.9.1 Процесс «Veba Combi Cracker» (лицензиар KBR)

Лицензиаром процесса VCC считается фирма KBR, а компанией -разработчиком VCC является Veba Oel, которая в качестве исходной технологии избрала процесс Bergius по гидрогенизации угля и на его основе создала процесс гидрогенизации нефтяных остатков под давлением 200-300 бар, назвав его Veba Combi Cracker (VCC). На первой стадии смесь сырья, катализатора (в количестве 1-3%) и водорода, нагретая до 465-480°С, проходит реактор, после чего в горячем сепараторе парообразные продукты отделяют от жидкого остатка, подвергаемого вакуумной flash-дистилляции. Остаток жидких направляют на карбонизацию, а вакуумный отгон и пары продукта из горячего сепаратора гидрируют при 370-420°С в реакторе второй стадии на стационарном катализаторе. При 95%-ной конверсии получили 26,9% нафты, 36,5% среднего дистиллата и 19,9% газойля. Расход водорода составил 345 нм3/т сырья. С 1988 г. в Германии (г. Bottrop) функционировала демонстрационная установка производительностью 3500 баррелей/сутки. На основе технологии VCC разработаны также два крупных проекта: в Канаде (на битумах Atabaska) и на НПЗ Karlsruhe фирмы Ruhr Oel производительностью соответственно 80 тыс. и 25 тыс. баррелей/сутки.
 

7.10 Гидрокрекинг остаточного сырья в кипящем слое

7.10.1 LC-Fining (лицензиар Shell Lummus Global)

Описание

Процесс LC-Fining предназначен для гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья -остатков перегонки нефти, тяжелых фракций, вьщеляемых из природных битумов, нефтяных песков, горючих сланцев, а также продуктов ожижения углей [Rana M.S., Safmano V., Ancheyta J., Diaz J.A.I. A review of recent advances on process technologies for upgrading of

heavy oils and residua // Fuel. 2007. V. 86. № 9. P. 1216-1231. Scherzer J., Gruia A.J. Hydrocracking science and technol. N.Y.: Marcel Dekker, Inc., 1996. - 305 р]. Предполагалось при гидрокрекинге такого сырья достигать степень конверсии не менее 80% и высокие показатели по снижению содержания серы, металлов и коксообразующих компонентов, причем в условиях длительной стабильной работы установок с получением в качестве целевых продуктов нафты, легкого и среднего дистиллятов, легкого (атмосферного) и вакуумного газойлей. Предполагалось также, что не превращенные в процессе остатки будут служить в качестве компонентов котельного топлива или в виде сырья для установок висбрекинга, коксования или деасфальтизации.

Становление технологии LC-Fining началось в 1960-е годы в период работы над процессом H-Oil, проводившейся совместно компаниями Cities Service Research and Development, ABB Lummus Global, Amoco (American Oil Company) и Chevron [Gupta A. Chervron Lummus Global ebullated bed bottom-of-the-barrel hydroconversion (LC-fining) process (http://www.smx-international.com/images/pdfs/chevron.pdf). - 4 р]. В эти годы специалистами Cities Service и Института исследования углеводородов (HRI -Hydrocarbon Research Institute) на своих пилотных установках был разработан и на НПЗ Lake Charles (шт. Луизиана, США) в 1963 г. запущен промышленный процесс H-Oil. В тот же период (с 1975 г.) Cities Service и ABB Lummus Global на основе накопленного опыта начали разработку процесса LC-fining, которая была продолжена затем при участии Amoco и завершилась совместной лицензией Amoco и Lummus на этот процесс и вводом в строй в 1984 г. установки LC-fining производительностью 60 тыс. баррелей в сутки на заводе Texas City компании Amoco (после объединения с British Petroleum - BP Amoco) (http://www.criterioncatalysts.com/static/criterion-gb/downloads/pdf/technical_papers/5th_intlbbtc26_9_07.pdf).

Следующая промышленная установка LC-fining (производительностью 23 тыс. баррелей в сутки) была построена компанией Lummus в 2000 г. на НПЗ в Братиславе (Словакия), принадлежавшем компании «Славнефть». В том же 2000 г. компании CB&I Lummus (право приемник ABB Lummus) и Chevron решили объединить усилия в области квалифицированной переработки тяжелых нефтяных фракций и выступать впредь объединенной компанией Chevron Lummus Global LLC (CLG). По этой причине сведения о процессе LC-fining размещаются теперь на сайтах обоих партнеров: Шеврон http://www.chevron.com/products/sitelets/refiningtechnology/documents/BrochPDF_ 10.29.09.pdf и Луммус (CB&I) http://www.cbi.com/services/documents/lc-fining.pdf.

Согласно этим сайтам, процесс LC-fining осуществляется по схеме, показанной на рисунке 7.12.

Рисунок 7.12 - Технологическая схема процесса LC-fining

Согласно схеме, нагретые в печах до температуры реакции жидкое сырье и водородсодержащий газ (ВСГ) поступают в низ реактора, где в погруженном виде находится катализатор гидрокрекинга. В зависимости от параметров сырья и желательных характеристик продуктов процесс гидрокрекинга может проводиться в двух или более последовательно соединенных реакторах.

Свежий катализатор добавляют сверху, а такое же количество отработанного отводят снизу. За счет движущихся вверх потоков жидкого сырья и ВСГ происходит турбулизация реакционной среды с перемешиванием трехфазной системы. Устанавливается изотермическое температурное поле. По окончании времени пребывания гидрогенизат с верха реактора поступает в сепаратор высокого давления, а затем в сепаратор низкого давления. ВСГ после очистки возвращается в процесс, а жидкие продукты подвергаются фракционированию.

В литературе отмечается достаточно высокое сходство процессов H-Oil и LC-fining [Rana M.S., Safmano V., Ancheyta J., Diaz J.A.I. A review of recent advances on process technologies for upgrading of heavy oils and residua // Fuel. 2007. V. 86. № 9. P. 1216-1231., Scherzer J., Gruia A.J. Hydrocracking science and technol. N.Y.: Marcel Dekker, Inc., 1996. - 305 р.]. Например, близки основные режимные показатели работы реакторов. Это обусловливается, по-видимому тем, что оба процесса разрабатывались при том или ином участии одних и тех же коллективов с использованием одних и тех же пилотных установок и сходного сырья [Gupta A. Chervron Lummus Global ebullated bed bottom-of-the-barrel hydroconversion (LC-fining) process (http://www.smx-intemational.com/images/pdfs/chevron.pdf). - 4 р]. Отмечается [Scherzer J., Gruia A.J. Hydrocracking science and technol. N.Y.: Marcel Dekker, Inc., 1996. - 305 p], что отличия могут быть заметны в аппаратурном оформлении разных узлов технологических схем.





7.10.2 H-Oil ® (лицензиар IFP Group)

Описание

Процесс гидрокрекинга вакуумных остатков H-Oil разработан в 1960-х гг. компанией Texaco [Scherzer J., Gruia A.J. Hydrocracking science and technol. N.Y.: Marcel Dekker, Inc., 1996. - 305 р.]. Процесс ведут при температуре 420-450°С, давлении 100200 бар, объемной скорости подачи сырья 0,4-1,5 ч-1 в реакторе с погруженным слоем катализатора. Типичный катализатор - Мо/у-А1гОз, с промоторами Ni, Со. Удельная поверхность его составляет 100-300 м2/г, диаметр пор 4-20 нм. Катализатор измельчают до размера частиц < 1 мм. Свежий контакт подают сверху, а отработанный (в количестве около 1% в сутки от загруженного или 0,3-2,0 кг на 1 т сырья) отводят снизу [Yang W.-C. Fluidization, solids handling, and processing: industrial applications. Westwood (New Jersey, USA): Noyes Publications, 1999. - 890 p.],

В реакторе с погруженным слоем катализатора осуществляется полное перемешивание трехфазной реагирующей системы и быстро достигается изотермичность режима при каких-либо колебаниях исходного сырья, что способствует стабилизации показателей качества продуктов в зависимости от принимаемой глубины конверсии При общей степени превращения сырья 55-75% степень удаления серы в процессе H-Oil составляет 80-84%, а степень удаления металлов - 52-85%.

В последние годы компания HRI, Inc - разработчик процесса H-Oil - стала частью фирмы Axens North America (Axens NA), которая входит в группу Axens,

сформированную в 2001 г. на основе отдела лицензирования технологий Института нефти Франции (IFP). В связи с этим в Axens NA появилась возможность модернизации процессов H-Oil и T-Star с использованием проведенных в IFP разработок (таких как процесс Hyvahl). В результате были созданы следующие три варианта технологии, реализованные в нескольких промышленных установках:

H-Oil-HCC - процесс, предназначенный для проведения гидрооблагораживания тяжелой нефти с целью облегчения транспортировки к месту стационарной переработки. Результатом является «синтетический» продукт (syncrude) со сниженной вязкостью и повышенной стабильностью; H-Oil-DC - модификация технологии T-Star для эффективной переработки вакуумных дистиллатов и их смесей;

H-Oil-RC - модернизированный вариант классической схемы процесса H-Oil для повышения уровня конверсии сырья (гудрона) и снижения удельных затрат на переработку. Среди новшеств - межстадийный сепаратор (узел IS2) между реакторами и каскадная утилизация катализатора (узел C2U).

Характерные особенности промышленной эксплуатации процесса H-Oil на примере запущенной в ноябре 1999 г. установки на НПЗ PKN Orlen в Плоцке (Польша) описаны в работе [Putek S., Gragnani A. Resid hydrocracker produces low-sulfur diesel from difficult feeds // Hydrocarbon Process. 2006. № 5. P. 65-100.]. Тогда (и в настоящее время) этот НПЗ мощностью 21,7 млн т/г перерабатывал российскую экспортную смесь нефтей Urals и после дистилляции получал остаток с показателями: плотность 1000 кг/м3; содержание серы 2,6%, азота 0,55%; выкипание 10% до 525°С. Этот остаток составлял основу котельного топлива для ТЭС Плоцка мощностью 250 МВт и после ужесточения требований по выбросу в атмосферу SO2 перестал удовлетворять энергетиков, в связи с чем и возникла необходимость гидрогенизационного облагораживания нефтяного остатка, которое было предусмотрено на НПЗ по двухстадийной.

Поскольку в летнее время потребность в котельном топливе снижалась, наличие установки гидрокрекинга позволяло производить облагороженное дизельное топливо. Действительно, если в зимний период конверсия сырья на установке составляла 52%, то в летний период она возрастала до 66%.

Производимая в зимний период продукция состоит из (%): топливного газа на собственные нужды НПЗ - 1,0; компонентов сжиженного газа в общий сборник - 1,2; бензина на производство олефинов - 7,3; газойля на легкий гидрокрекинг -19,8; вакуумного газойля на установку каталитического крекинга - 24,5; котельного топлива с содержанием серы - < 1% на ТЭЦ 46,2. Дизельное топливо, вырабатываемое в летний период, имеет характеристики: относительная плотность (при 15°) 0,857; содержание серы < 50 ppm, азота < 80 ppm; доля ароматического углерода 14%; цетановое число 47,5% [Putek S., Gragnani A. Resid hydrocracker produces low-sulfur diesel from difficult feeds // Hydrocarbon Process. 2006. № 5. P. 65-100].



7.11 Глубокая гидропереработка тяжелых остатков (глубокий гидрокрекинг остаточного сырья в сларри-реакторах с движущимся катализатором)

7.11.1 Технология гидроконверсии (ИНХС РАН)

Описание

Институтами РАН создана разработка, которая существенно превосходит зарубежные разработки. Процесс осуществляется в среде водорода при давлении в

зоне реакции 7,0-10,0 МПа, расход водорода составляет около 1,5-3,5 % масс, на сырье. Объемная скорость подачи сырья - 0,5-2 час-1. Конверсия составляет не менее 92-95% масс сырья в легкие фракции (газ, бензин, дизельные фракции и вакуумный дистиллят), не образует отходы.

Разработанная в РАН технология переработки тяжелого нефтяного сырья базируется на новейших достижениях в области наногетерогенного катализа и основана на оптимизации комплекса одновременно протекающих термокаталитических реакций крекинга сырья и гидрирования низкомолекулярных фрагментов молекул, образующихся при крекинге сырья. Для предотвращения образования кокса и обеспечения доступа необходимого количества водорода к радикальным фрагментам деструкции используется ультрадисперсный (наноразмерный) катализатор, равномерно распределенный в реакционном объеме в форме частиц с радиусами от 5 до 200 нм.

Особенностью процесса является то, что наноразмерные частицы катализатора синтезируются из прекурсоров как непосредственно в реакционной среде, так и отдельном производстве.

Технология обеспечивает уникально высокую каталитическую активность катализатора, что позволяет проводить процесс гидроконверсии в присутствии малых количеств катализатора в реакционной среде, обычно до 0,15-0,25 % активного металла на сырье и низком расходе свежего катализатора, т.к. предусмотрены рециркуляция и регенерация используемого катализатора, позволяющие снизить его расход не более 50 г на 1 т сырья. Процесс характеризуется высоким выходом дистиллятных фракций - 84 - 89 % на сырье, отсутствием отходов. Гидроконверсия тяжелых остатков является эффективным решением проблемы повышения глубины переработки тяжелого углеводородного сырья, а также переработки тяжелых высоковязких нефтей, природных битумов, ископаемых и возобновляемых углеродсодержащих материалов путем преобразования тяжелых углеводородов в легкие и средние дистилляты.

Технология комплексной переработки с применением наноразмерных катализаторов включает в себя несколько блоков:

а) технологии гидроконверсии нефтяных остатков в синтетическую нефть на наноразмерных катализаторах;

б) технологии производства наноразмерных катализаторов гидроконверсии;

в) технологии выделения металлов из остатка гидроконверсии;

г) технологии комплексного гидрооблагораживания/ гидрокрекинга синтетической нефти гидроконверсии в топлива и сырье.

Степень проработки

Технология отработана на пилотных установках, проведены обширные исследования по переработке высоковязких тяжелых остатков, тяжелых нефтей и природных битумов на наноразмерных катализаторах. Разработан базовый проект и сроится опытно-промышленная установка мощностью 50 тыс.т/год в ПАО «Татнефть».

Достигаемые экологические преимущества

Технология гидроконверсии обеспечивает глубину переработки нефти до 97%, не производит трудно утилизируемых продуктов, не имеет отходов, обеспечивает регенерацию катализатора и извлечение металлов из нефтяных остатков.

Экономические аспекты внедрения

Технология гидроконверсии тяжелых нефтяных остатков на наноразмерных катализаторах эффективно конкурирует с другими технологиями (коксование,

производство битумов, зарубежные технологии гидрокрекинга и др.), обеспечивая более высокие выходы светлых нефтепродуктов - бензиновой и дизельной фракций - при более низких эксплуатационных и капитальных затратах. Внедрение отечественной технологии обеспечивает реализацию в промышленности высоконкурентоспособного процесса комплексной переработки тяжелых нефтяных остатков, высоковязких нефтей, природного битума при достигаемой глубине переработки нефтяного сырья до 97%, позволяет обеспечить существенное увеличение доходности нефтеперерабатывающей отрасли, гарантирует обеспечение моторными топливами и высвобождение дополнительных ресурсов нефти для экспорта.

Технология потенциально может быть использованная при модернизации существующих НПЗ для обеспечения глубины переработки (ресурсы гудрона около 3540 млн т/год) и в перспективе для переработки высоковязких тяжелых нефтей России (по экспертной оценке, объем около 150 млрд.барр.). Применение технологии возможно на НПЗ нефтяных компаний ПАО «Татнефть», ПАО «Газпромнефть», ПАО Роснефть, а также на других НПЗ РФ. Технология может быть рассмотрена на предмет лицензирования на мировых рынках для переработки тяжелых нефтяных остатков и высоковязких тяжелых нефтей (например, Венесуэла и др.).



Ожидаемые результаты реализации технологии

Обеспечение условий для достижения к 2025 году глубины переработки на российских НПЗ не менее 87% и к 2030 году не менее 95%.

Обеспечение к 2025 году 20% сырья для производства ванадия из нефти.

Прирост производства моторных топлив (бензина, керосина, дизельного топлива) при сохранении сегодняшних мощностей переработки по сырью на 25% (более 30 млн. т. в год) к 2025 году.

Высвобождение нефти для ее экспорта или переработки - от 30 до 40 млн. т. в год за счет вовлечения тяжелых остатков.

Создание условий для рентабельной переработки тяжелых высоковязких нефтей с высокой долей гудрона, битумов, матричной нефти в синтетическую нефть и топлива.

Использование новой отечественной технологии с применением российских материалов, комплектующих, оборудования даст существенный толчок к развитию тяжелого нефтяного машиностроения, обеспечит увеличение рабочих мест в указанной области.

Запуск новых мощностей по переработке тяжелых нефтяных остатков позволит создать новые рабочие места в нефтеперерабатывающей отрасли.

Выделение цветных металлов, прежде всего ванадия, из нефтяных остатков, расширит сырьевую базу российской цветной металлургии.

Реализация технологии позволяет:

- Обеспечить дополнительные инвестиции в смежные отрасли до 1 трлн. рублей;

- Создать дополнительно до 5000 рабочих мест;

Развернуть подготовку специалистов высокой квалификации (инженеров, технологов) в области технологий переработки тяжелых остатков;

Увеличить налогооблагаемую базу и получать в бюджет России от 2000 млрд. рублей/год дополнительных поступлений за счет акцизов, экспортных пошлин, налогов и других отчислений;

- Улучшить экономику экспорта нефти вследствие прекращения экспорта мазута, используемого за рубежом в качестве нефтезамещающего сырья.

Применение комплексной технологии обеспечит достижение целевых показателей в области нефтепереработки и использовании тяжелых нефтей «Энергетической стратегии России до 2030 г» и позволит максимально эффективно реализовать планы, заложенные в генеральной схеме развития нефтяной отрасли России, обеспечит.

7.11.2 Технология Uniflex (UOP)

В 2000-х гг. компания UOP, имея уже опыт разработки таких процессов нефтепереработки, как Unionfining и Unicracking, и планируя расширение фронта работ в области переработки тяжелых нефтей и нефтяных остатков, обратила внимание на технологию CANMET [Briecker М., McGehee J., Haizman R., Zimmerman P., Bhattacharyya A., Bauer L., Mezza B. Advanced slurry hydrocracking process: technology for heavy oil conversion (http://www.nacatsoc.org/21nam/data/papers/Paper1355.pdf)]. Эта технология разрабатывалась Центром исследований природных ресурсов Канады первоначально с целью гидрогенизации угля (30-40% в смеси с нефтью) при 440-460 °С, под давлением водорода 10-15 МПа в присутствии катализатора на основе сульфата железа с добавкой до 10 ppm нафтената молибдена. В 1985-2003 гг. технология CANMET была реализована компанией PetroCanada в опытно-промышленном масштабе на демонстрационной установке производительностью 5000 баррелей в сутки при НПЗ Монреаля с целью гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья, включавшего вакуумные остатки тяжелых нефтей Канады, Венесуэлы, Мексики и других стран. В 2006 г. к этим работам присоединилась компания UOP, которая в 2007 г. приобрела исключительные права на данную технологию, модернизировала ее с учетом предшествовавшего опыта разработки процессов Unionfining и Unicracking и презентовала новую технологию гидроконверсии под брендом Uniflex [Gillis D., Haizman R., Van Weens M, Zimmerman P., Houde E. Upgrading residues to maximize distillate yields // San Antonio (Texas, USA): National Petrochem. and Refiners Assoc. (NPRA) Annual meeting, March 22-24, 2009. - Pap. AM-09-65. - 17 p.

(http://www.uop.com/obiects/Uniflex 2009 NPRA paper.pdf). Upgrading residues to maximize distillate yields with UOP Uniflex™ process // J. Japan Petrol. Inst. 2010. V. 53, № 1. P. 3341]. Работы UOP по совершенствованию технологии CANMET и Uniflex проводятся при финансовой поддержке AERI - Института энергетики провинции Альберта (Alberta Energy Research Institute).

Основные усовершенствования касались разработки новой каталитической системы (наноразмерные частицы закрытого состава - ноу-хау) и реактора гидрогенизации. Это позволило уменьшить в 3 раза расход активной фазы катализатора, при использовании которого конверсию удалось повысить на 6%, а выход широкой фракции С5-525°С - на 6,5%.

Что касается реактора, то особое внимание было уделено конструкции распределителя сырья и водородсодержащего газа для обеспечения интенсивного обратного смешения потоков без необходимости установки специальных внутренних устройств и без принудительной рециркуляционной прокачки. Это способствовало

быстрой установке и стабильному поддержанию практически изотермического режима во всем реакторе. Кроме того, конструкция реактора стимулировала эффективное испарение и отвод легкокипящих фракций, предотвращая нежелательный их крекинг с непроизводительным расходом водорода и позволяя осуществить более продолжительное пребывание в реакционной зоне тяжелым фракциям.

В номинальном режиме температура в реакционной зоне поддерживается на уровне 435-470 °С при давлении 13,8 МПа [Gillis D., Haizman R., Van Weens M, Zimmerman P., Houde E. Upgrading residues to maximize distillate yields // San Antonio (Texas, USA): National Petrochem. and Refiners Assoc. (NPRA) Annual meeting, March 2224, 2009. - Pap. AM-09-65. - 17 p.

(http://www.uop.com/objects/Uniflex_2009_NPRA_paper.pdf)]. В среднем конверсия

тяжелого нефтяного сырья в этих условиях превышает 90% при выходе дистиллятных фракций более 50%. Схема процесса Uniflex приведена на рисунке 7.13.

Рисунок 7.13 - Схема процесса Uniflex компании UOP

Тяжелое нефтяное сырье типа гудрона (в смеси с рециркулирующим тяжелым вакуумным газойлем HVGO) с заправленным катализатором и основная часть ВСГ нагреваются в отдельных печах до температуры реакции и поступают в нижнюю часть реактора. Гидрогенизат проходит последовательно сепараторы высокого (HHPS) и низкого давления (CHPS). Основная часть жидких продуктов с низа HHPS и дополнительная часть их с низа CHPS подаются на дистилляцию, в водород в составе ВСГ идет на рециркуляцию. При атмосферной дистилляции выделяются газы С4 и ниже, нафта и дизельная фракция, а остаток передается на вакуумную дистилляцию для разделения на легкий (LVGO) и тяжелый (HVGO) газойли и остаточный пек. При этом часть HVGO находится в рецикле. Пек, получаемый в количестве около 10% на сырье, может использоваться как дешевое бытовое топливо, топливо для цементного производства и как сырье для газификации. (Пек с опытной установки продают местному изготовителю цемента). Корреляция между общей конверсией сырья и степенью превращения содержащихся в сырье асфальтенов в процессе Uniflex представлена на рисунке 7.14.

Рисунок 7.14 - Корреляция между общей конверсией сырья и степенью превращения содержащихся в сырье асфальтенов в процессе Uniflex. Вакуумный остаток: 1 - после висбрекинга; 2 - битумный

Превращению асфальтенов способствует использование в процессе Uniflex наноразмерного патентованного катализатора, который добавляют в сырье для достижения максимальной конверсии наиболее тяжелых компонентов с предотвращением коксообразования, т.е. катализатор бифункционален[6/'///5 D., Haizman R., Van Weens М, Zimmerman P., Houde E. Upgrading residues to maximize distillate yields // San Antonio (Texas, USA): National Petrochem. and Refiners Assoc. (NPRA) Annual meeting, March 22-24, 2009. - Pap. AM-09-65. - 17 p.

(http://www.uop.com/obiects/Uniflex 2009 NPRA paper.pdf) 1. Конкретная рецептура приготовления контакта определяется характеристиками перерабатываемого сырья и предполагаемыми показателями процесса. По-видимому, катализатор либо достаточно дешев, либо количество его достаточно мало (2-3% по данным [Liu У., Gao L, Wen L, Zong В. Recent advances in heavy oil hydroprocessing technologies // Recent Patents on Chem. Eng. 2009. V. 2, № 1. P. 22-36]), поскольку в схеме не предусмотрено узла его извлечения из отходов.





7.11.3 Технология акваконверсии («Foster Wheeler» и UOP)

Описание

Процесс «Акваконверсия» разработан фирмами Фостер Уилер и ЮОПи, направлен на превращение нефтяных остатков в присутствии водяного пара с использованием катализаторов на основе неблагородных металлов, растворимых в нефтяном сырье [Oil and Gas Journal. 1998. 96. №44. P.79; Oil and Gas Journal. 1998. 96. №44. P.78]. Каталитическая система обладает двойным действием. Первый компонент катализатора инициирует диссоциацию молекул воды с образованием свободных радикалов водорода и кислорода. Второй компонент катализатора стимулирует реакции деструкции углеводородов и присоединения к ним водорода. В результате подавляются реакции конденсации ароматических структур с образованием

высокомолекулярных ненасыщенных систем, и возрастает роль реакций, способствующих формированию более легких, богатых водородом углеводородов.

Поточная схема подобна обычной схеме процесса висбрекинга, но содержит дополнительные элементы: линии для подачи водяного пара и систему ввода и вывода катализатора. В отдельных случаях предусматривается также дополнительная подача в зону реакции водородсодержащего газа.

Степень проработки

Процесс «Акваконверсия» реализован на ряде промышленных установок, в том числе на установке мощностью 2,1 млн.т/год по сырью в Кюрасао (Венесуэла).



7.11.4 Технология глубокого гидрокрекинга остаточного сырья с движущемся катализатором (Eni)

Процесс EST (Eni Slurry Technology) разрабатывался в течение последних 20 лет итальянской компанией Eni Tecnologie S.р.А. в содружестве с Snamprogetti S.p.A. Этот процесс предназначен для безотходной гидроконверсии тяжелых нефтей, битумов и асфальтенов (наиболее трудно перерабатываемых компонентов тяжелых нефтей) в высококачественные легкие нефтепродукты при исключении производства каких либо (жидких или твердых) нефтяных остатков [239-242]. Упрощенная схема процесса Eni Slurry Technology представлена на рисунке 7.15. Ядром процесса EST является «пастовый» реактор, в котором тяжелое нефтяное сырье подвергается гидрокрекингу в присутствии псевдогомогенного молибденового катализатора, представляющего из себя микрокристаллы M0S2, формируемые непосредственно в сырье при использовании в качестве прекурсора нафтената молибдена. Концентрация Мо с учетом рециркуляции >1000 ppm.

Катализатор подавляет коксообразование и стимулирует реакции гидроочистки, т.е. удаление серы, азота, металлов и компонентов, обусловливающих углеродный остаток по Конрадсону. Так, степень гидродесульфуризации сырья составляет >75%, степень гидродеметаллизации >99%, а подавление выхода кокса по Конрадсону >90%.

Рисунок 7.15 - Упрощенная схема процесса Eni Slurry Technology


Сырье может варьировать от разнообразных мазутов и деасфальтизатов до сверхтяжелых нефтей, природных битумов, гудронов и остатков термокрекинга и

висбрекинга. Среди продуктов процесса EST - легкие газы, нафта, газойль (дизельная фракция), вакуумный газойль. Можно получать низкосернистое (S <10 ppm) дизельное топливо с цетановым числом >52 пунктов. Будучи в составе НПЗ, установка EST может быть оптимизирована таким образом, чтобы обеспечивать получение вакуумного газойля с характеристиками, приемлемыми для использования в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Упрощенная схема процесса, приведенная на сайте компании Eni Tecnologie S.p.А.

(http://www.eni.com/en_IT/attachments/innovazione-tecnologia/technological-answers/scheda-est-eng.pdf), показана на рисунке 7.15. К этой схеме следует добавить предполагаемый по технологии узел деасфальтизации, концентрат асфальтенов с которого вместе с основным количеством молибдена передается на рециркуляцию.

Представление о характеристиках перерабатываемого сырья и о продуктах, полученных при проведении процесса на пилотной установке можно представить по данным таблицы 7.21. Для рассматриваемого сырья степень удаления серы составляла 82-86%, азота 41-59%, металлов Ni и V - более 99% (содержание никеля и ванадия в гидрогенизатах во всех случаях менее 1 ppm).

Таблица 7.21 - Выход продуктов при переработке сырья в процессе EST (%)

Рассматривая суммарные гидрогенизаты как некую «синтетическую» нефть, можно убедиться, что в процессе гидроконверсии тяжелых нефтяных остатков по технологии EST формируется вполне приемлемая нефть с характерными значениями индекса API. Например, при гидроконверсии гудрона нефтей Maya, Zuata и Urals этот индекс при переходе к гидрогенизатам возрастает с 1,5; 6,0 и 9,4 соответственно до 29,7; 28,4 и 35,7°

Степень проработки

Как сообщается на сайте компании Eni Tecnologie S.p.A., после этапа лабораторных исследований, а затем стендовых и пилотных испытаний, на НПЗ Taranto, принадлежащем компании, была сооружена и в 2005 году запущена демонстрационная установка процесса EST производительностью по сырью 1200 баррелей в сутки, на которой провели гидроконверсию разнообразного сырья в количестве 230 тыс. баррелей. По результатам испытаний проектным отделом компании Eni (Eni Refining & Marketing Division) было запроектировано промышленное производство, строительство которого предполагается на принадлежащем компании нефтеперерабатывающем заводе Sannazzaro. Здесь по полностью интегрированной в структуру НПЗ схеме будет перерабатываться в сутки 23000 баррелей тяжелого вакуумного остатка с получением легкого и среднего дистиллятов.

Предполагалось, что в 2011 г. будет готова к установке пара крупнейших в мире промышленных реакторов, массой до 2000 т каждый, изготавливаемых фирмой GE Oil

& Gas (http://www.gepower.com/businesses/ge_oilandgas/en/about/press/en/2009_ press/020909, htm). Запуск производства осуществлен в 2013 году.

содержание      ..     65      66      67      68     ..