Главная -> Словарь

Комплексной подготовки

Условная поточная схема комплексной переработки нефти по топливному варианту:

Для комплексной переработки низкооктановых бензинов раз — ре ботан комбинированный процесс изориформинга, представляющий собой комбинацию гидрокрекинга и каталитического риформинга продукта гидрокрекинга после отделения изокомпонентов . Промыш — ле нный катализатор для стадии гидрокрекинга ГКБ — ЗМ получают введением в суспензию гидроксида алюминия соединений молибдена, затем никеля и цеолита P33Y с содержанием натрия менее 0,1%. Материальный баланс комбинированного процесса изори — форминга, проведенного на реконструированной промышленной установке Л-35-11/300, приведен в табл. 10.20.

Другим вариантом комплексной переработки прямогонных бс нзинов является комбинирование каталитического риформинга с гидроизомеризацией бензола риформата в метилциклопентан. Ком — бинированный процесс, разработанный в УНИ*, получил название РИГИЗ. Сущность процесса заключается в избирательной гидрой — зомеризации наиболее малоценного компонента — бензола, содер — жащегося в риформате, в пятичленные нафтены при сохранении высокого октанового числа риформата. Ниже приведены данные по

Рассмотрены основные закономерности гидрирования и генолиза гетероатомных соединений, кинетика и катализаторы гидро-обессеривання, деметаллизацнн, гидрокрекинга нефтяных остатков. Описаны оборудование промышленных установок и приемы защиты катализатора от загрязнения. Приведены перспективные схемы комплексной переработки нефтяных остатков с использованием каталитического облагораживания.

Замечательной страницей в истории нефтеперерабатывающей промышленности послевоенного периода явилось создание и внедрение современной технологии 'комплексной переработки сернистых, высокосмолистых и парафинистых нефтей Восточных районов СССР с получением высококачественных моторных топлив, масел и сырья

Закономерным представляется интерес В. С. Гутыри к изучению нефтей Ашперонского полуострова. Ученый рассматривал изучение этих нефтей как этап создания научных основ их рациональной комплексной переработки, поскольку эффективное использование их он связывал в первую очередь с учетом состава и свойств сырых псфтей. Важнейшим вопросом В. С. Гутыря считал сортировку и пересортировку нефтей с учетом количества и состава светлых фракций, используемых в качестве автомобильных и авиационных моторных топлив. До пего внимание обращалось в основном на определение сырьевых ресурсов масляного производства, поскольку длительное время бакинские нефти как малосмолистые и малосернистые были практически единственным источником смазочных масел в СССР и их переработка не ориентировалась на выпуск бензинов.

В связи с этим модернизация действующей техники и создание новых заводов комплексной переработки нефти должны решаться с учетом производства как всего широкого ассортимента нефтепродуктов, так и разнообразной химической продукции.

Нефтеперерабатывающая промышленность путем комплексной переработки нефтесырья производит многочисленный ассортимент различных нефтепродуктов: легкие и тяжелые моторные топлива, смазочные и специальные масла, дорожные я строительные битумы, ароматические углеводороды, электродный и топливный кокс, нафтеновые кислоты, контакты Петрова и др.

4. При организации комплексной переработки мазутов по схеме с вакуумной перегонкой, селективной очисткой, деасфаль-тизацией и депарафинизацией, нефти подгруппы Е 3-й группы могут служить отличным источником дистиллятных и остаточных масел. При этом могут быть получены все виды индустриальных, моторных и энергетических масел в большем количестве и лучших качеств, чем из нефтей типа рамашкинской, мухановской и туймазинской, на которых основано производство масел на действующих и строящихся заводах Центра и Востока РСФСР.

Примерная схема комплексной переработки нефтей Востока при одится на рис. 2.

Выше, при рассмотрении основных недостатков существующей схемы комплексной переработки нефтей Азербайджана, подчеркивалось, что в условиях большого объема перегонки мазутов на масла с получением значительных количеств гудронов-совершенно отсутствует квалифицированный способ переработки тяжелых нефтяных остатков.

Рассмотрим технологическую схему НТС и стабилизации конденсата на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения. Газ, выходящий из скважин, предварительно обрабатывают на промысловых установках комплексной подготовки газа и окончательно — до товарных кондиций — на ГПЗ. УКПГ удалены от ГПЗ на 30—60 км. На УКПГ применен метод низкотемпературной конденсации газа с впрыском ингибитора гидратообразования, снижающим относительную влажность отсепарированного газа до 50—60%; это предотвращает появление на промысловых газопроводах сероводородной коррозии. Технологическая схема установки НТС показана на рис. III.89.

Колонна имеет 19 тарелок. Параметры работы колонны следующие: давление Р = 0,75 МПа, температура верха 67 °С, температура низа 167 СС. Газы стабилизации — верхний продукт колонны // — после сероочистки направляются на установку выделения ШФУ , состоящей из двух последовательно включенных колонн: абсорбционно-отпарной IS и десорбера 20. В АОК из газов стабилизации извлекаются пропан -f- высшие. Верхний продукт отводится в систему газоснабжения, а насыщенный пропаном + высшие абсорбент направляется в десорбер 20, где отпариваются поглощенные углеводороды. Верхний продукт десорбера 20 — ШФУ — отводится на склад готовой продукции, а тощий абсорбент возвращается в цикл абсорбции на орошение АОК. В качестве абсорбента используется стабильный конденсат — товарный продукт завода. Проектные параметры работы АОК следующие: давление Р = 0,6 МПа, температура верха tE = 59 °С, температура газа ta = 82 °С. Параметры работы десорбера: давление Р = 1,5 МПа, температура верха tu= 127 °С, температура низа ta = 160 "С. Производительность установки комплексной подготовки газа 5 млрд. м3 газа в год, каждая УКПГ состоит из четырех технологических линий. Производительность установки стабилизации конденсата 1,04 млн. т в год. Основные технические решения Оренбургского комплекса по переработке конденсатсодержащего газа вполне соответствуют современному уровню.

Чу—Праузнитца 37 ел., 47 Установки комплексной подготовки газа 259 ел.

15. Кривошеее В.Ф. Исследование и выбор ингибиторов коррозии для установки комплексной подготовки газа: Автореф. канд. дис. М.: ВНИИГАЗ, 1981. 23 с.

Блок прямого окисления сероводорода в серу с применением этого катализатора испытан на установке комплексной подготовки газа месторождения Сарыташ.

В условиях новых методов разработки с внутриконтурным и законтурным заводнением большое значение приобретает вопрос подготовки нефти на промыслах. В настоящее время на промыслах обессоливается до 30% и обезвоживается до 60% всей добываемой нефти. В то же время недостаточно хорошо решены вопросы сбора и использования попутного газа и легких газов, выделяющихся из нефти при ее поступлении на поверхность. Предполагается, что в ближайшие годы на промыслах будут применяться новые деэмульгаторы и установки комплексной подготовки нефти. Планируется в 1970 г. объем комплексной подготовки нефти на промыслах довести до 70% против 36% в 1965 г.

Переработка природного газа представляет собой многоплановый комплексный процесс, который осуществляется в условиях непрерывного изменения состава сырья в результате снижения пластового давления при длительной эксплуатации скважин. Изменение состава сырья неизбежно приводит к необходимости реконструкции как промысловых установок комплексной подготовки газа , так и основных процессов на газоперерабатывающих заводах .

На начальных этапах эксплуатации газоконденсатных месторождений давление на входе на установки комплексной подготовки газа значительно превышает давление, необходимое для подачи в магистральные трубопроводы. Избыточное давление газа используется для получения низких температур, необходимых для отделения конденсата методом низкотемпературной сепарации .

Такое положение неизбежно приводит к тому, что установки комплексной подготовки нефти должны находиться на значительном расстоянии от дальних нефтепромыслов или даже нефтедобывающих районов. В связи с этим, увеличение обводненности нефти, добываемой на периферийных промыслах, приводит к необходимости обезвоживания нефти непосредственно в местах ее добычи. Целесообразность осуществления этого процесса определяется технико-экономическими расчетами, в основу которых должно быть положено, с одной стороны, соотношение затрат на обезвоживание нефти, а с другой, — на транспортировку балласта до пункта подготовки нефти.

Кроме того, организация обезвоживания нефти без нагревания непосредственно на промысле позволит значительно увеличить ^производительность промысловых установок комплексной подготовки нефти за счет переоборудования ступени обезвоживания в обессоливающую ступень. Имеющиеся на промыслах термохимические установки без существенных затрат могут быть переоборудованы в обессоливающие установки. В этом случае промыслы вместо обезвоженной нефти с содержанием солей от 2000 до 4000 мг/л смогут выдавать нефть со 100—200 мг/л, которая на обессоливающих установках НПЗ может быть доведена до остаточного содержания солей в пределах 10—20 мг/л, что имеет большое значение с точки зрения современных требований нефтепереработки.

В период испытания установка работала по следующей схеме. Газонасыщенная нефть поступала с промысла в горизонтальный сепаратор, где она разгазировалась до 1,5—2,0 кГ/см2; перед сепаратором в нефть подавался из мерника при помощи дозировочного насоса водный раствор смеси деэмульгаторов АНП-2 и диссольвана в заданном соотношении. После сепаратора обработанная нефть поступала на сырьевые насосы установки комплексной подготовки нефти, и часть нефти шла на обессоливание, а другая часть поступала в технологический резервуар-отстойник.