Главная -> Словарь

Переработке сернистых

Таблица V.I. Состав предельных газов, получаемых при переработке ромашкинской нефти и ее фракций

умной колонны 2. Недостающее тепло сообщается в низ этой ко-..юнны фракцией 420—490 °С, пропускаемой через печь. При переработке ромашкинской и туймазинской нефтей из второй вакуумной колонны выводятся две масляные фракции: 350—420 и 420— 490 °С .

Ниже дан пример материального баланса установки AT при переработке ромашкинской и самот-лорской нефтей:

Данные, приведенные в табл. 73, получены в основном при переработке ромашкинской сернистой нефти из восточных районов СССР. Для ориентировочных расчетов заводских схем переработки других нефтей на рис. 85 показана примерная зависимость потенциального содержания фракций в нефтях от количества в них серы . На рис. 86 приводятся данные о расходе водорода на нефтеперерабатывающем заводе в зависимости от содержания серы в нефти и от схемы ее переработки .

Применимость расчетного способа определения фракционного состава исходной нефти по ИТК и свойств узких фракций нефти проверена на блоке последовательно работающих колонн установки АВТ. Для анализа были использованы материалы обследования атмосферного блока установки ЭЛОУ-АВТ-6 при переработке ромашкинской нефти из трубопровода «Дружба».

Прямая перегонка нефти, осуществляемая на установках атмосферной или атмосферно-вакуумной перегонки, а также на комбинированных установках, является одним из основных процессов, дающих сырье для каталитического крекинга. Существует много типов установок первичной перегонки нефти, например: укрупненная и комбинированная установка ЭЛОУ— АТ-6 мощностью 6 млн. т/год; комбинированная установка ЭЛОУ — АВТ-6, состоящая из блоков электрообессоливания нефти, атмосферной и вакуумной перегонки. Ниже приведены материальные балансы последней установки при переработке ромашкинской и западносибирской нефтей:

Ниже дан пример материального баланса установки AT при переработке ромашкинской и самот-.Лорской нефтей:

Применительно к сернистым нефтям баланс водорода настолько благоприятен, что позволяет рассчитывать на возможность гидроочистки вакуумного газойля и тем свести к минимуму расход водорода на гидроочистку продуктов каталитического крекинга. Однако если в схему нефтеперерабатывающего завода включен гидрокрекинг, водорода, получаемого на установках риформинга, недостаточно. Так, при переработке ромашкинской нефти по схеме, включающей глубокий гидрокре-

При переработке ромашкинской нефти по третьему способу требуемые составы получаются с вовлечением большего количества вакуумного погона в составе окисляемого сырья и транс-форматорного масла по сравнению с западносибирскими нефтями.

Выделение нормальных парафиновых углеводородов проводилось из различных прямогонных бензиновых фракций, полученных на заводских установках при переработке ромашкинской нефти с примесью взкаповской. Характеристика исходных бензиновых фракций приведена в табл. 1.

В приведенных четырех пробегах выход фракции, выкипающей выше Зо0° С, колеблется от 26,4% до 30,0% на исходный мазут. В среднем выход фракции выше 350° С составляет 27,0%. В следующих пробегах фракция, выкипающая выше 350° С, была использована в качестве рисайкла для контактно-каталитического крекинга ромашкинского мазута. С применением рисайкла удалось значительно увеличить выход светлых дистиллатов на исходное сырье и на общую перерабатываемую нефть. При желании избежать использование фракции выше 350° С в качестве рисайкла можно переработать ее методом термического или каталитического крекинга. Из рассмотрения данных детализированного материального баланса видно, что суммарный выход светлых дистиллатов на исходное сырье составляет от 49,5 до 50,5 вес. %,илн 26,5 вес.% в пересчете на нефть. Таким образом, при переработке ромашкинской нефти без рециркуляции фракции, выкипающей выше 350° С, выход светлых в сумме с прямогонными составляет в среднем 72,0—72,5 вес. % на исходную нефть. С применением рисайкла выход светлых значительно увеличится. Исходя из этого, дальнейшие пробеги проводились с рециркуляцией фракции, выкипающей выше 350° С с расчетным коэффициентом рисайкла по методу С. Н. Обрядчикова и Б. К. Тарасова1, по формуле:

с верхним циркуляционным орошением. Водяные пары вместе с инертными газами и с несконденсированными нефтяными парами, насыщающими газовую фазу после тарелок циркуляционного орошения при температуре конденсации, поступают в барометрический конденсатор, где конденсируется основная масса водяных паров. Конденсат поступает в барометрический колодец, а несконденсированные водяные пары вместе с инертными газами отсасываются эжектором, после которого водяной пар конденсируется в конденсаторе поверхностного типа. Газы разложения после второй или третьей ступеней эжектора отводятся в камеру сгорания трубчатой печи. При переработке сернистых и высокосернистых нефтей в выходящих газах последней ступени эжектора концентрируется большое количество сероводорода и при отсутствии системы утилизации этих газов они будут сильно загрязнять атмосферу.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется серово — дород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры:

При углубленной или глубокой переработке сернистых и особенно высокосернистых нефтей того количества водорода, ко — торое производится на установках каталитического риформинга, обы шо не хватает для обеспечения потребности в нем гидрогени — зацнонных процессов НПЗ. Естественно, требуемый баланс по водороду может быть обеспечен лишь при включении в состав таких НПЗ специальных процессов по производству дополнительного водорода. Среди альтернативных методов паровая каталитическая конверсия углеводородов является в настоящее время в мировой нефтепереработке и нефтехимии наиболее распространенным промышленным процессом получения водорода. В качестве сырья в процессах ПКК преимущественно используются природные и заводские газы, а также прямогонные бензины.

Гидрокаталитические процессы в современной мировой нефтепереработке получили среди вторичных процессов наибольшее распространение , а такие, как каталитический рифор — м шг и гидроочистка, являются процессами, обязательно входящими в состав любого НПЗ, особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей. Это обусловлено следующими причинами:

При наличии сероводорода , выделяющегося при переработке сернистых нефтей, коррозия от совместного его действия с соляной кислотой значительно увеличивается. Реагируя с железом, H2S образует сульфид по следующему уравнению:

В настоящее время производство вакуум-насосов большой производительности для работы в сильно коррозионной среде еще не освоено. Пароэжекторные насосы изготовляют двух-, трех-, четырех- и пятиступенчатыми. На нефтеперерабатывающих установках наиболее распространены трехступенчатые пароэжекторные насосы. Они состоят из конденсатора для паров, отвода, сопла, корпуса эжектора, штуцеров и других деталей.

2. Сероводород может присутствовать в нефти в свободном состоянии. При переработке сернистых нефтей наблюдается образование и выделение сероводорода в результате распада органических сернистых соединений . Образование сероводорода может происходить и при взаимодействии элементарной серы с углеводородами . Например, Р. Д. Обо-ленцевым и Л. Н. Габдуллиной установлено , что при 300° С в присутствии шарикового алюмосиликатного катализатора иу дибутилсульфида через 2 сек образуется около 0 % сероводородной сери, а при 400° С чореа 1,23 сек образуется 72, и водорода . Образующийся при переработке сернистых дестил-латов кокс содержит также некоторое количество серы. При сжигании кокса углерод окисляется в углекислый газ и окись углерода, водород в пары воды, а сера в двуокись серы.

При переработке сернистых нефтей и нефтепродуктов необходимо учитывать ряд особенностей:

При переработке сернистых нефтей наибольшую опасность представляет сероводород.

Наибольшей активностью обладают пирофорные отложения, образующиеся при хранении незащелоченных дестиллатов светлых нефтепродуктов, содержащих элементарную серу и сероводород. Большинство случаев самовозгорания пирофорных отложений происходит в резервуарах, в которых хранился бензиновый дестиллат первичной гонки, полученный при переработке сернистых нефтей. Реже наблюдаются случаи самовозгорания пирофорных соединений, образовавшихся при хранении бензинов из малосернистого сырья. Взрывы и пожары при этом происходят чаще всего весной или осенью в вечерние или предвечерние часы во время или вскоре после опорожнения резервуара. Вероятно, при умеренных температурах