CC BY
136
УДК 665.45:665.66
И. Р. Хайрудинов (гл.н.с., д.х.н., проф.), А. А. Тихонов (к.т.н., зав. лаб.), Т. И. Сажина (зав.сект.), Р. И. Хайрудинов (науч. сотр.), Э. Г. Теляшев (директор, д.т.н., проф., член-корр. АН РБ)
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОЦЕССОВ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СИНТЕТИЧЕСКОЙ НЕФТИ ИЗ ВЫСОКОВЯЗКИХ
НЕФТЕЙ РОССИИ
ГУП «Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан», отдел фундаментальных исследований 450065, г. Уфа, ул. Инициативная, 12, тел. (347) 2422511, e-mail: tikhonov@inhp, khayrudinov@inhp.ru
I. R. Khairudinov, A. A. Tikhonov, T. I. Sazhina, R. I. Khairudinov, E. G. Telyashev
PROSPECTS FOR THE APPLICATION OF THERMAL REFINING PROCESSES TO PRODUCE SYNTHETIC PETROLEUM FROM HIGH-VISCOSITY OILS OF RUSSIA
SUE Institute of Petroleum Refining and Retrochemistry of Bashkortostan Republic
12, Initsiativnaya Str, 450065, Ufa, Russia; ph. (347) 2422511, e-mail: tikhonov@inhp, khayrudinov@inhp.ru
Ключевые слова: высоковязкая нефть; жид-кофазный термический крекинг; печь; реакционная камера; ректификация; синтетическая нефть; технологическая установка.
Дата поступления 28.09.16 66 Башкирский химический журнал. 2016. Том 23. Жо 4
Представлены результаты экспериментальных работ по переработке образцов высоковязких нефтей процессами атмосферной перегонки, термического крекинга и коксования. Проработка различных вариантов термической переработки высоковязких нефтей с различных месторождений показала, что существенное снижение вязкости и плотности конечной синтетической нефти было получено при осуществлении процесса на установке жидкофазного крекинга, исключающей рециркуляцию в процессе крекинга дистиллятных фракций (крекинг «за проход»). В процессе жидкофазного термического крекинга высоковязких нефтей резко снижается вязкость суммарного жидкого продукта, в котором повышается выход фракций, выкипающих до 300 оС. В результате этого суммарный жидкий продукт крекинга приобретает свойства, характерные для синтетической нефти, которую можно транспортировать и перерабатывать в смеси с обычными нефтями. Предложена технологическая схема установки жидкофазного крекинга и даны комментарии по аппаратурному оформлению установки переработки высоковязких нефтей.
The article presents the results of experimental works of high-viscosity oils refining in order to obtain synthetic oil. High viscosity oils have been refined with the help of atmospheric distillation, thermal cracking and cocking. The elaboration of various alternatives of thermal refining of high-viscosity oils from different deposits showed that sufficient reduction of viscosity and density of the end synthetic oil was obtained during the process on liquid-phase cracking unit that excludes recycling in the cracking process of distillate fractions (cracking «per pass»). During liquid-phase thermal cracking of high-viscosity oils the viscosity of total liquid product is rapidly reduced, and the yield of fraction burning out till 300 0C increases. As a result, the total liquid product of cracking takes the properties typical for synthetic oil that can be transported and refined in the mixture with conventional oils. Process flow diagram of the liquid-phase cracking unit has been suggested and the comments on the equipment of high-viscosity oil refining unit were given.
Key words: fractionation; furnace; high-viscosity oil; liquid-phase thermal cracking; process unit; reaction chamber; synthetic oil.
В последние годы в мире возрастает интерес к вовлечению в переработку тяжелых и высокосернистых нефтей. По некоторым оценкам ожидается, что добыча тяжелых нефтей к 2030 г. возрастет в 4 раза 1.
Российская классификация нефтяного сырья предполагает наличие четырех типов нефтей, включая тяжелые с плотностью 870.1 — 895.0 кг/м3, а также высоковязкие и битуминозные с плотностью выше 898.4 кг/м3.
Россия обладает значительными ресурсами тяжелых и высоковязких нефтей, являющихся достаточно ценным сырьем как для топливно-энергетической, так и для нефтехимической промышленности. Они могут обеспечивать промышленность моторными топливами и широким спектром продукции для различных отраслей.
В табл. 1 представлены свойства некоторых высоковязких нефтей, переработка которых, на наш взгляд, особенно целесообразна из-за низкого содержания в них серы. Необходимо отметить, что в этих нефтях практически отсутствуют бензиновые фракции (менее 4%) и мало светлых фракций 2.
Таблица 1
Свойства высоковязких нефтей различных месторождений
Показатели Русская Северо-Комсо- Ярег-ская
мольская
Плотность, кг/м3 941 949 943
Вязкость при 50 °С, сСт 75.6 131.0 259.2
Содержание серы,% 0.64 0.75 1.09
Выход фракций (НК-350 °С), % мас. 27 20 24
Одним из способов переработка таких нефтей является получение из них так называемой синтетической нефти.
Синтетическая нефть — общий термин, обозначающий продукты, получаемые из высоковязких нефтей после их частичной или полной переработки. В зависимости от набора технологий, используемых для их передела, различают синтетическую нефть I типа (плотностью в пределах 870—880 кг/м3, с содержанием серы до 0.9%) и синтетическую нефть II типа (с более высокой плотностью, с содержанием серы до 2—3 %).
Мини-заводы, получающие синтетические нефти I типа, располагают установками первичной перегонки, коксования или гидрокрекинга тяжелых фракций нефти, а также набором установок, включающих комплекс гидрооблагораживания дистиллятов. Синтетические нефти II типа получают при частичной перера-
ботке высоковязкой нефти по упрощенной схеме (ректификация, термическая переработка) с получением продукции, удовлетворяющей требованиям для транспортировки. Следует подчеркнуть, что в таком типе синтетических нефтей присутствуют олефиновые углеводороды, снижающие их стабильность.
Производство различных типов синтетических нефтей в значительных объемах осуществляется в Канаде, США, Венесуэле 3. В России технологии переработки высоковязких нефтей в синтетические пока не получили широкого распространения, хотя имеются значительные ресурсы (до 11% от всех мировых запасов) такого вида нефтяного сырья 1 4. Поэтому решение этой задачи станет актуальным в ближайшие десятилетия. Нами были проведены исследования в этом направлении.
С целью увеличения содержания бензино-дизельных компонентов в высоковязкой нефти нами были проведены эксперименты по переработке образца Ярегской нефти (табл. 1) процессами атмосферной перегонки, термического крекинга и коксования. Опыты проводили на пилотных установках ГУП ИНХП РБ в типовых условиях ректификации на аппарате АРН-2, установках термического крекинга (при температурах до 430 оС), коксования (при температурах до 470 оС). Продуктами ректификации нефти были легкий дистиллят и мазут, продуктами термической переработки — газ, суммарный дистиллят и кокс (в случае коксования) 5.
Вариант 1 переработки предусматривал термический крекинг высоковязких нефтей.
Вариант 2 переработки предусматривал получение легкого дистиллята и термический крекинг мазута.
Вариант 3 переработки предусматривал получение легкого дистиллята и коксование мазута.
На втором этапе смешивали полученные жидкие продукты в балансовых соотношениях. Результаты анализов смесей дистиллятных продуктов ректификации и термической переработки представлены в табл. 2.
Как видно из данных табл. 2, условиям наработки синтетической нефти II типа отвечают смеси жидких продуктов, получаемых по вариантам 1 и 2, для которых значение плотности снижается до 907—914 кг/м3, отбор фракций, выкипающих до 300 оС, доходит до 46—47 % об. В этих вариантах содержание серы сохраняется близким к показателю исходного сырья, а вязкость этих синтетических нефтей при 50 оС выше, чем в варианте 3, хотя
Таблица 2
Характеристика образцов синтетической нефти, полученных по различным вариантам
Показатели Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
1. Выход на исходную нефть, % мас. 94.1* 94.6* 78.8**
2. Плотность, кг/м3 914 907 865
3. Содержание серы, % 1.06 1.04 0.74
4. Фракционный состав, % об.
- до 200 °С выкипает 22.5 18.0 21.0
- до 300 °С выкипает 47.0 46.0 56.0
5. Вязкость при 50 °С, сСт 29.80 88.70 2.62
* - побочный продукт — газ
** - побочные продукты — газ и кокс
и значительно ниже, чем у исходной высоковязкой нефти (в 2.9—8.7 раз).
Образец синтетической нефти, полученной по варианту 3, имеет наилучшие показатели: содержание серы — 0.74%, плотность — 865 кг/м3, вязкость при 50 оС — 2.62 сСт, выход фракций, выкипающих до 300 оС, равен 56% об. Он вполне соответствует требованиям на синтетическую нефть I типа и удовлетворяет ГОСТ Р51858 на нефть типа 2. В этом случае дополнительно выводится побочный продукт — нефтяной кокс, содержащий 1.89% серы и 0.047% ванадия, который вполне может быть использован в алюминиевой промышленности. Несмотря на хорошие показатели качества синтетической нефти, вариант 3, включающий процессы атмосферной перегонки и замедленного коксования, по затратам выглядит менее предпочтительным в сравнении с вариантами 1 и 2, которые могут быть осуществлены в рамках единственной установки термического крекинга (вариант 1) или комбинированной установки, оснащенной узлами ректификации и термического крекинга (вариант 2) 5.
Резюмируя полученные результаты, считаем необходимым выделить более выгодные технические решения, приводящие к достижению заданной цели 5.
В случае получения синтетической нефти
I типа — сочетание установок ЭЛОУ-АТ и замедленного коксования.
В случае получения синтетической нефти
II типа — термический крекинг нефти.
Одним из направлений получения синтетической нефти с низкой вязкостью, газа и нефтяного кокса является строительство мини-заводов, располагающих установками первичной перегонки и коксования.
С целью оценки возможности реализации такого направления применительно к высоковязким нефтям с отечественных месторождений нами были проведены эксперименты на пилотных установках института. В качестве
высоковязких нефтей были выбраны нефти месторождений «Русское» и «Верблюжье», отличающиеся низким содержанием серы.
В табл. 3 приведены свойства высоковязких нефтей. Опыты проводили в два этапа. Сначала на пилотной установке отгоняли от нефти фракцию, выкипающую до 300 оС, затем остаток нефти выше 300 оС коксовали на пилотной установке замедленного коксования при температурах до 470 оС.
Таблица 3
Свойства исходных высоковязких нефтей
Показатели Русская нефть Верблюжья нефть
Плотность при 20 °С, кг/м3 940.8 950.2
Содержание серы, % мас. 0.69 0.67
Коксуемость, % мас. 3.4 7.4
Вязкость при 50 °С, сСт 75.6 1150
Выбор этих нефтей был сделан в связи с возможностью получения в качестве побочной продукции нефтяных коксов, пригодных для электродной и алюминиевой промышленности. В табл. 4 приведены материальные балансы стадий ректификации и коксования.
В табл. 5 сведены результаты анализов балансовых смесей фракции НК-300 оС и суммарного дистиллята коксования синтетической нефти.
Полученные данные показывают техническую возможность переработки высоковязких нефтей этих месторождений в районах добычи с получением синтетической нефти, отличающейся низкой вязкостью, низким содержанием серы, и нефтяных коксов с содержанием серы менее 1%, пригодных для применения в электродной и алюминиевой промышленности.
Институт располагает технологическими решениями, позволяющими осуществить аппаратурное оформление установок ЭЛОУ-АТ и ЗК применительно к условиям переработки высоковязких нефтей в различных регионах добычи 6.
Материальные балансы процессов и свойства полупродуктов, кокса
Показатели Русская нефть Верблюжья нефть
Стадия ректификации
1. Выход дистиллята НК-300 °С, % мас. 18.5 5.5
2. Плотность дистиллята, кг/м3 899.3 850.1
3. Содержание серы в дистилляте, % мас. 0.11 0.46
4. Выход остатка, % мас. 81.5 94.5
5. Плотность остатка, кг/м3 953.3 961.5
6. Содержание серы в остатке, % мас. 0.51 0.63
Стадия коксования
1. Выходы на остаток ректификации, % мас. - газа - суммарного дистиллята - кокса 5.1 84.7 10.2 8.1 78.3 13.6
2. Содержание серы в коксе, % мас. 0.82 0.69
3. Выход летучих веществ в коксе, % мас. 10.3 9.8
Таблица 5
Результаты анализов синтетической нефти
Показатели Русская нефть Верблюжья нефть
А. Состав смесей - фракция НК-300 °С, % мас. - дистиллят коксования, % мас. 21.1 78.9 6.9 93.1
Всего 100.0 100.0
Б. Качество смесей Плотность при 20 °С, кг/м3 Содержание серы, % мас. Вязкость при 50 °С, сСт 906.5 0.29 6.3 876.7 0.44 4.8
Выход синтетической нефти на исходную нефть, % мас. 87.5 79.5
Таблица 6
Характеристика образцов исходных высоковязких нефтей
Показатели Верблюжья нефть Русская нефть Ярегская нефть
Плотность при 20 °С, кг/м3 950.2 940.8 943.4
Содержание серы, % мас. 0.67 0.69 1.09
Коксуемость, % мас. 7.4 3.4 7.2
Вязкость при 50 °С, сСт 1150 75.6 259.2
Выход фракций, выкипающих до 300 °С, % об. 6 19 10
Проработка различных вариантов термической переработки высоковязкой Ярегской нефти (табл. 2), показала, что существенное снижение вязкости и плотности конечной синтетической нефти было достигнуто при осуществлении процесса на установке жидкофазного крекинга, исключающей рециркуляцию в процессе крекинга дистиллятных фракций (крекинг «за проход») 5.
С этой целью были получены образцы синтетической нефти из более широкого набора высоковязких нефтей, добываемых в различных регионах Россиии проведен их анализ. В табл. 6 представлены характеристики образцов исходных высоковязких нефтей.
Опыты по жидкофазному термическому крекингу проводили на пилотной установке
при температурах до 430 оС, давлении 0.8 МПа. Продуктами крекинга были газ и суммарный дистиллят. В табл. 7 приведены материальные балансы опытов по крекингу образцов высоковязких нефтей.
В табл. 8 сведены результаты анализов получаемых образцов синтетических нефтей.
Как видно из представленных данных, в процессе жидкофазного термического крекинга различных образцов высоковязких нефтей резко (в 6—42 раза) снижается вязкость суммарного жидкого продукта по сравнению с исходной нефтью. Одновременно растет выход фракций, выкипающих до 300 оС, с 6—19 % об. в исходной нефти, до 48—53.5 % об. в продукте крекинга. В результате этого суммарный жидкий продукт крекинга приобретает свойства,
Материальные балансы опытов жидкофазного термического крекинга
высоковязких нефтей
Показатели Верблюжья нефть Русская нефть Ярегская нефть
Выход газа, % мас. 5.5 5.9 5.3
Выход суммарного жидкого продукта, % мас. 93.4 93.5 93.9
Потери, % мас. 1.1 0.7 0.8
Таблица 8
Результаты анализов синтетических нефтей
Показатели Верблюжья Русская Ярегская
нефть нефть нефть
1. Плотность при 20°С, кг/м3 909.8 910.3 912.7
2. Содержание серы, % мас. 0.58 0.52 1.08
3. Коксуемость, % мас. 10.7 6.8 10.3
4. Вязкость при 50 °С, сСт 27.3 12.6 14.7
5. Фракционный состав, % об.
до 100 °С выкипает 8 5 4
до 200 °С выкипает 22 22 24
до 300 °С выкипает 48 53.5 50
6. Коэффициент снижения вязкости нефти 42.1 6.0 17.6
характерные для синтетической нефти, которую можно транспортировать и перерабатывать в смеси с обычными нефтями.
Отметим, что в случае Русской нефти, имеющей 19% об. фракций, выкипающих до 300 °С, коэффициент снижения вязкости исходной нефти оказывается минимальным из всех изученных нами образцов нефтей, а в случае Верблюжьей нефти, имеющей только 6% об. фракций, выкипающих до 300 оС, коэффициент снижения вязкости исходной нефти достигает 42.1.
Особенности физико-химических свойств высоковязких нефтей, а именно высокие значения плотности и вязкости создают значительные трудности при их дальнейшей транспортировке. Эта ситуация требует разработки особых технологических приемов, чтобы удовлетворить требованиям перекачки по трубопроводам, в частности, по показателю вязкости. Высоковязкие нефти плотностью более 960 кг/м3 (16 оАР1) транспортируют в горячем виде или после разбавления легкой нефтью, нафтой, газовым конденсатом.
Например, в Канаде с 2008 г. высоковязкие нефти поставлялись на НПЗ после разбавления нафтой в виде смеси «Дилбит», в которой массовая доля разбавителя составляла 25— 35 %. Другим способом транспортировки высоковязкой нефти является ее частичная переработка в более легкую синтетическую нефть, обладающую пониженной вязкостью, что создает условия для транспортировки этой нефти или смеси высоковязкой нефти и синтетической нефти, названной «Синбит».
Заслуживают внимание технологии, позволяющие решать вопросы получения синтетической нефти путем минимального передела высоковязкой нефти, дающие незначительные объемы побочной продукции или же синтетической нефти пониженной вязкости и продукцию, востребованную в регионах добычи высоковязкой нефти.
Проведенные ГУП ИНХП РБ исследования высоковязкой нефти, добываемой на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан, показали целесообразность организации мероприятий по подготовке высоковязкой нефти к транспортировке по трубопроводам с привлечением процесса жидкофазного термического крекинга исходной высоковязкой нефти.
Результаты анализов основных качественных показателей высоковязкой нефти Ашаль-чинского месторождения приведены в табл. 9.
Таблица 9
Основные качественные показатели проб высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения
№ п/п Показатели Высоковязкая нефть
Проба 1 Проба 2
1 Плотность при 20 °С , кг/м3 969.3 963.3
2 Коксуемость, % 9.8 9.2
3 Содержание серы, % 3.70 3.44
4 Содержание солей, мг/л 20 21
5 Вязкость при 50 °С, сСт 245.6 226.3
при 20 °С, сСт 2140.0 2293.4
6 Выход фракций, % об.
до 200 °С 7.0 7.0
до 300 °С 28.0 26.0
Из представленных данных видно, что образцы высоковязкой нефти имеют плотность 963.3—969.3 кг/м3 и в соответствии с классификацией Американского Нефтяного института (°API) считаются тяжелой нефтью с плотностью менее 20 API (более 934 кг/м3).
Для снижения вязкости высоковязкой нефти и обоснования технологии жидкофаз-ного термического крекинга были проведены опыты на пилотной установке с различной глубиной крекинга сырья.
На рис. 1, 2 показаны графики зависимости изменения коксуемости и вязкости синте-
ЕЬкод газа, %1\/ЕС.
Рис. 1. Изменение коксуемости нефти в зависимости от глубины крекинга
Результаты опытов по жидкофазному термическому крекингу сверхвязкой Ашальчин-ской нефти представлены в табл.10.
Как показали эксперименты, проведенные на пилотной установке (табл.10), в процессе жидкофазного термического крекинга вязкость суммарного жидкого продукта снижается в 10— 42 раза. Одновременно растет выход фракций, выкипающих до 300 °С, с 28% об. в исходной
Результа
по жидкофазному термическому креки
нефти до 59.5% об. в продукте более глубокого крекинга.
ЕУодгаза %мс
Рис. 2. Изменение вязкости нефти в зависимости от глубины крекинга
По результатам пилотных экспериментов были получены образцы оптимального качества с выходами 94.3—95.7 %, для которых наблюдается по мере углубления крекинга существенное снижение вязкости при 20 оС с 2140 сСт до 53.0—94.5 сСт. В результате такого передела суммарный жидкий продукт крекинга приобретает свойства, характерные для синтетической нефти. Такую нефть можно транспортировать и перерабатывать в смеси с обычными нефтями.
После проведения исследований и накопления исходных данных по результатам анализов были проведены технологические расчеты и разработана принципиальная схема установки переработки высоковязкой нефти.
Таблица 10
ы опытов
гу высоковязкой Ашальчинской нефти
Наименование образцов Выход газа, % мас. Выход синтетической нефти, % мас. Физико-химические характеристики нефтей Фракционный состав образцов нефтей Выход фракций, % об.
Плотность, кг/м3 Содержание серы, % Вязкость, сСт Коксуемость, % до 200 °С до 300 °С
при 20 °С при 50 °С
1. Исходная нефть 0 - 969.3 3.70 2140 245.6 9.8 7.0 28.0
2. Продукт ЖТК №1 2.0 98.0 955.7 3.53 206.7 41.2 10.7 9.0 30.0
3. Продукт ЖТК №2 2.8 97.2 952.3 3.46 149.6 34.4 11.5 11.0 32.5
4. Продукт ЖТК №3 4.3 95.7 943.0 3.32 94.5 32.9 11.9 18.0 46.0
5. Продукт ЖТК №4 5.7 94.3 939.3 3.19 53.0 28.2 12.9 23.5 50.5
6. Продукт ЖТК №5 7.8 92.2 938.6 2.99 50.0 26.0 14.4 25.5 59.5
Для обеспечения безотходности технологии были использованы узлы, позволяющие снизить до минимума содержание сероводорода в углеводородном газе крекинга (аминная очистка), в бензиновой фракции (отпарная колонна), что позволило добиться требуемого качества топливного газа и синтетической нефти.
Высоковязкая нефть (рис. 3) насосом 1 через теплообменник 2 после смешения с промывной водой и деэмульгатором поступает в электродегидратор 3 на обессоливание. После электродегидратора 3 высоковязкая нефть с содержанием хлористых солей не более 5 мг/ дм3 через регенерационный теплообменник 4 поступает в реакционную печь 5, где нагревается до температуры 450 °С, и далее поступает в низ двухсекционной реакционной камеры 6, в которой выдерживается в течение 2—4 мин. Газожидкостная смесь с верха реакционной камеры 6 после ее захолаживания поступает в зону питания испарителя 7.
В испарителе 7 газо-парожидкостная смесь продуктов термокрекинга разделяется, пары поднимаются вверх через укрепляющую часть испарителя 7, оборудованную клапанными тарелками 8, а жидкая фаза опускается вниз по каскадным тарелкам.
С низа испарителя 7 кубовый продукт после насоса 9 разделяется на два потока, один поток проходит через теплообменники 4, 2, 10 и соединяется со вторым потоком, который проходит через трубное пространство котла-утилизатора 11 и теплообменник 12, затем объединенный поток доохлаждается в воздушном холодильнике 13 и поступает в смеситель 14, где смешивается с дистиллятом, поступающим из колонны стабилизации 15, оснащенной насадкой 16. Жидкая фаза стекает в кипятильник 17, из которого насосом 18 через водяной холодильник 19 подается в смеситель 14, и окончательно полученная смесь закачивается в трубопровод. Для регулирования температурного потока, выходящего из реактора 6 в испаритель 7, часть кубового остатка испарителя 7, через теплообменники 4, 2 и 10 используется в качестве захолаживаю-щего агента.
Газ и пары бензиновой фракции из испарителя 7 после охлаждения в воздушном холодильнике 20 поступают в газосепаратор 21, с верха которого газ выводится в отбойник 22. Газ из отбойника 22 после очистки в адсорбционной колонне 23 от сероводорода путем промывки 40%-ным водным раствором метилдиэ-таноламина (МДЭА) частично используется в качестве топлива печи 5, избыточное количе-
ство топливного газа выводится с установки.
Насыщенный сероводородом аминный раствор из абсорбера 23 поступает в десорбер (не показан на схеме), из которого выводится сероводородный газ и регенерированный раствор МДЭА, возвращаемый в абсорбер 23. Сероводородный газ направляется на производство элементной серы (установка Клаус).
Бензиновая фракция, отделяемая в газосепараторе 21 насосом 24, частично возвращается в испаритель 7 в виде острого орошения, балансовое количество нестабильного бензина перепускается в колонну стабилизации 15.
С верха колонны стабилизации 15 выводится газ, который направляется в отбойник 22. Дистиллят (жидкая фаза) с низа колонны стабилизации 15 поступает в кипятильник 17, обогреваемый водяным паром, поступающим из котла-утилизатора 11, при этом пары из кипятильника 17 возвращаются в низ колонны стабилизации 15 для отпарки легких углеводородов, стабильный бензин насосом 18 после охлаждения в водяном холодильнике 19, частично возвращается на 1-ую тарелку колонны стабилизации 15 в виде острого орошения. Основная масса стабильного бензина направляется на смешение в смеситель 14.
Для обеспечения безотходности технологии были использованы узлы, позволяющие снизить до минимума содержание сероводорода в углеводородном газе крекинга (аминная очистка), в бензиновой фракции (отпарная колонна), что позволило добиться высокого качества топливного газа и синтетической нефти.
С целью выбора рационального режима термообработки высоковязкой нефти в данной технологии заложено последовательное ведение процесса в двух аппаратах — змеевике трубчатой печи 5 с нагревом до температуры на выходе из печи 445—450 оС с последующим выдерживанием реакционной массы при температуре 425—430 оС в реакторе 6. При выборе конструкции реактора целесообразно рассматривать необходимость продвижения реакционной массы в режиме, близком к «идеальному вытеснению», что достигается при небольших диаметрах аппарата и, главное, равных площадях поперечного сечения такого аппарата, состоящего из двух цилиндрической полостей. Причем сначала реакционная масса проходит снизу вверх через первую полость, а затем по перетоку через вторую полость, также направлением снизу вверх.
Реализация принципа разделения объема реактора на одинаковые по площади сечения зоны, обеспечивающие одинаковую скорость
Рис. 3. Принципиальная схема переработки сверхвязкой нефти
движения реакционной массы по всему реактору и исключающие существование застойных зон, является залогом минимизации степени возможного коксообразования на стенках реактора.
Институтом применительно к процессам висбрекинга была разработана оригинальная трубчатая печь, имеющая конвекционный змеевик и радиантный змеевик в виде горизонтальной спирали, причем часть радиантного змеевика, расположенная на конечном участке этого змеевика, выполняется из трубы несколько большего диаметра. Это техническое решение предполагает наличие в трубчатой печи так называемой «сокинг-секции», позволяющей поддерживать более стабильный режим термообработки сырья 7.
В практическом плане такое сочетание аппаратов: трубчатая печь со спиральным змеевиком и «сокинг-секцией» плюс реактор, обес-
печивающий режим, близкий к «идеальному вытеснению», было реализовано на крупнотоннажной установке висбрекинга гудрона ОАО «ТАНЕКО».
Другое предложенное нами техническое решение предусматривает стабилизацию бензиновой фракции, выводимой с верха основной ректификационной колонны 7 после отделения кислого газа (рис. 3).
Включение в схему данной стабилизационной колонны 15 позволяет полнее осуществить газоотделение от бензина и достигнуть заданных техническим заданием величин по содержанию сероводорода и легких меркаптанов (С1-С2) в конечной синтетической нефти.
Разработанная технология получения синтетической нефти, топливного газа и элементной серы позволяет довести все выводимые потоки до товарного вида. Технология принята для проектирования ПАО «Татнефть».
Литература
1. Ященко И.Г. Ресурсы тяжелых нефтей мира и сравнительный анализ их физико-химических свойств // Экспозиция Нефть Газ.— 2012.— Вып. 5 (23).- С.47-53.
2. Нефти и газовые конденсаты России.- М.: «Техника», 2002.- Т. 2.- 159 с.
3. Степанов В.А., Арчегов В.Б. и др. Природные битумы и тяжелые нефти.-СПб.: Недра, 2006.- С.376-391.
4. Хайрудинов И.Р., Сажина Т.И., Тихонов А.А., Султанов Ф.М. Получение синтетических неф-тей из высоковязких нефтей процессом термического крекинга // В сб. «Нефтегазоперера-ботка-2014».- Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2014.-С.10-11.
5. Хайрудинов И.Р., Сажина Т.И., Обрывалина А.Н., Теляшев Р.Г. Перспективы получения синтетической нефти из отечественных тяжелых нефтей // В сб. «Нефтегазопереработка-2013».- Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2013.- С.16-18.
6. Хайрудинов И.Р., Тихонов А.А., Таушев В.В., Теляшев Э.Г. Современное состояние и перспективы развития термических процессов переработки нефтяного сырья.- Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2015.- С.307-314.
7. Патент №2402593 Трубчатая печь / Хайрудинов И. Р., Ягудин М.Н., Таушев В. В., Хайруди-нова Г.И., Теляшев Э.Г. // Б.И.- 2010.- №30.
References
1. Yaschenko I.G. Resursy tyazhelykh neftei mira i sravnitel'nyi analiz ikh fiziko-khimicheskikh svoistv [Heavy oil resources of the world, and comparative analysis of their physical and chemical properties]. Ekspozitsiya Neft' Gaz [Exposition Oil & Gas magazine], 2012, is. 5(23), pp.47-53.
2. Nefti i gazovye kondensaty Rossii [Oil and gas condensates of Russia]. Moscow, Tekhnika Publ., 2002, v. 2, 159 p.
3. Stepanov V.A., Archegov V.B. Prirodnye bitumy i tyazhelye nefti [Natural bitumens and heavy oils]. Saint-Petersburg, Nedra Publ., 2006, pp.376-391.
4. Khairudinov I.R., Sazhina T.I., Tikhonov A.A., Sultanov F.M. Poluchenie sinteticheskikh neftei iz vysokovyazkikh neftei protsessom termiches-kogo krekinga [Production of synthetic oils from the high-viscosity oil thermal cracking process]. Proc. Int. sci. conf. «Refining—2014». Ufa, GUP INHP RB Publ, 2014, pp.10-11.
5. Khairudinov I.R., Sazhina T.I., Obryvalina A.N., Telyashev R.G. Perspektivy polucheniya sinteti-cheskoi nefti iz otechestvennykh tyazhelykh neftei [Prospects for obtaining synthetic oil from domestic heavy oil]. Proc. Int. sci. conf. «Refining-2013». Ufa: GUP INKhP RB Publ., 2013, pp.16-18.
6. Khairudinov I.R., Tikhonov A.A., Taushev V.V., Telyashev E.G. Sovremennoe sostoyanie i perspektivy razvitiya termicheskikh protsessov pererabotki neftyanogo syr'ya [Current state and prospects of development of thermal processes crude oil processing]. Ufa, GUP INHP RB Publ., 2015, pp.307-314.
7. Khairudinov I.R., Yagudin M.N., Taushev V.V., Khairudinova G.I., Telyashev E.G. Trubchataya pech' [Tube furnace]. Patent RF, no. 2402593, 2010.
