Меню Рубрики

Установка переработки газового конденсата в бензин

Переработка газового конденсата

Особо эффективной является переработка высококачественного сырья (газовый конденсат и ШФЛУ) в товарные нефтяные топлива и продукцию нефтехимии.

Сепарация газоконденсатной смеси на газ сепарации и нестабильный газовый конденсат ( а в отдельных случаях и выделение этана из конденсата) осуществляется прямо на нефтегазовом промысле.

После этого нестабильный газовый конденсат доставляется по магистральным конденсатопроводам на завод, где его перерабатывают, выделяя стабильный конденсат и продукты первичной переработки: бензин, дизтопливо, ШФЛУ, сжиженные газы, мазут, газ стабилизации и пр.

Особо эффективной является переработка высококачественного сырья (газовый конденсат и ШФЛУ) в товарные нефтяные топлива и продукцию нефтехимии.

Наличие качественного сырья позволяет сформировать технологическую схему и построить высокорентабельное предприятие с получением продукции, по номенклатуре и товарным показателям отвечающей современным требованиям к моторным топливам.

Для выпуска аналогичного количества высокооктановых бензинов при переработке нефти необходимо строить завод по глубокой переработке производительностью в 2-3 раза превышающей производительность предприятия перерабатывающего газовый конденсат.

Дополнительное преимущество, влияющее на себестоимость товарной продукции, — это отсутствие необходимости утилизировать тяжелые остатки, а это дорогостоящие процессы переработки, требующие значительных капитальных и эксплуатационных затрат.

Газоконденсатное сырье позволяет при строительстве установок по его переработке на территории РФ значительно снизить капитальные затраты на строительство, улучшить качество получаемой продукции, улучшить экологическую обстановку, снизить экспорт мазута.

На блок — схеме 1 показана технология переработки газового конденсата в высококачественные топлива.

Набор технологических процессов по переработке газоконденсатного сырья проектируются как единый комплекс, что исключает удорожание строительства, упрощает эксплуатацию и дополнительные межцеховые перекачки.

Описание процесса переработки газового конденсата

Сырье (нестабильный газовый конденсат) поступает на блок первичной ректификации С-100.

В блоке первичной ректификации (С-100) проводят ректификацию нестабильного газового конденсата с получением фр. НК- 75 (95) °С сырья гидроочистки — С-200 и фр. 75 (95) — КК сырья гидроочистки — С-300.

Полученные в С-100 фракции:

1. Фракция НК- 75 (95) °С поступает в С-200 для гидрирования непредельных углеводородов и очистки от сернистых и азотистых соединений с последующей ректификацией на фракции, которые перерабатываются на установке низкотемпературной изомеризации (С-500) и установке дегидрирования пропан -бутановой фракции (С-600).

Полученная в С-200 гидроочищенная пентан — гексановая фракция поступает на установку изомеризации (С-500).

Сжиженные газы, полученные после гидроочистки и ректификации в С-200, поступают на установку (С- 600) для получения сырья установки получения метил — третбутилового эфира МТБЭ (этил — третбутилового эфира /ЭТБЭ/) С-700 и установки риформинга (олигомеризации) непредельных газов (С-900).

Дегидрирование фр. С3-С4 осуществляется непрерывно в кипящем слое катализатора, при давлении близком к атмосферному и температуре 560-580ºС.

2. Фракция 75 (95)ºС — КК поступает в С- 300 для гидрирования непредельных углеводородов и очистки от сернистых и азотистых соединений с последующей ректификацией на фракции фр. 85 -140 (180)ºС для переработки на установке каталитического риформинга (С-400) и фр.180 — КК для получения дизельного топлива или топлива для реактивных двигателей.

В схеме С-300 предусмотрен ректификационный узел для:

1. Выделения и стабилизации сырья каталитического риформинга;

2. Разделения потоков базовых компонентов топлива для реактивных двигателей и дизельного топлива.

После С-300 фр. 85-140 (180)ºС подается в С-400 на каталитическое риформирование.

Проведение процесса каталитического риформинга осуществляется в одну ступень на полиметаллическом катализаторе при пониженном давлении.

Технологической схемой предусматривается осушка и увлажнение циркулирующего водородсодержащего газа, осернение и оксихлорирование катализатора.

Дегидрированная фр. С4 из С- 600 поступает в процесс производства МТБЭ (ЭТБЭ) основанный на реакции селективного взаимодействия изобутилена, входящего в состав углеводородных фракции С4, с метанолом (этанолом) в мягких условиях (температура 50-80ºС, давление 7-12атм в зависимости от используемого сырья).

Технология позволяет производить как МТБЭ, так и ЭТБЭ, что значительно повышает качество производимых реформулированных бензинов.

Дегидрированная фр. С3 С-600 и отработанная фр. С4 установки МТБЭ (С-700) поступают на установку олигомеризации (риформинга) газов (фр. С3-С4), содержащих непредельные углеводороды, с применением твердых цеолитсодержащих катализаторов с получением в качестве товарного продукта высокооктанового компонента бензина.

Читайте также:  Установка usb адаптера в короллу

Очищенная в процессе риформинга (олигомеризации) фракция сжиженных газов направляется в качестве рецикла на установку (С-600) дегидрирования.

От бензина риформинга газов отделяется фракция С5 для последующей этерификации с получением высокооктанового компонента (С-800).

Легкий бензин С-600 направляется в секцию 800 на этерификацию для получения высокооктанового компонента бензина.

Компонентный состав бензина комплекса по переработке газового конденсата

Набор технологических процессов комплексной установки

Наименование блока Владелец технологии

Секция-100. Установка деэтанизации газового конденсата ООО «САПР-НЕФТЕХИМ»

Секция-200. Гидроочистка фракции НК 75(95)°С с блоком ОАО ВНИИ НП ректификации сырья для установок дегидрирования и изомеризации

Секция-300. Установка гидроочистки фракции 75(95)°С-КК ОАО ВНИИ НП с блоком ректификации сырья для каталитического риформинга и получения компонента реактивного топлива и дизельного арктического топлива

Секция-400. Каталитический риформинг фракции 75(95)…140°С ООО «САПР-НЕФТЕХИМ»

Секция-500. Каталитическая изомеризация фракции НК 75°С ОАО «НПП Нефтехим» (г. Краснодар) ООО «НПФ «ОЛКАТ» г. С. Петербург

Секция-600. Установка дегидрирования пропан-бутановой ОАО НИИ «Ярсинтез» Фракции ООО «НПФ «ОЛКАТ»

Секция-700. Блок МТБЭ ОАО НИИ «Ярсинтез»

Секция-800. Блок этерификации легкого бензина риформинга ОАО НИИ «Ярсинтез» /(олигомеризации) газов ООО «САПР — НЕФТЕХИМ»

Секция-900. Установка риформинга (олигомеризации) ООО «САПР-НЕФТЕХИМ» непредельных газов с установок дегидрирования и МТБЭ

Следует отметить, что Российская Федерация владеет в полном объеме современными технологиями для переработки газоконденсатного сырья в высококачественные товарные топлива.

источник

Установка по переработке газового конденсата (нефти)

Характеристика придонных и резервуарных нефтешламов.

Углеводороды от 5 до 90%
Вода от 1 до 72%
Механические примеси от 0,8 до 85%
Плотность нефтешламов от 830 до 1700 кг/м3
Температура застывания от -3 до +80 град-с
Температура вспышки от 35 до 120 град-с.

Нефтяные шламы являются основными отходами нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Данный тип отходов образуется в процессе бурения скважин, в результате очистки сточных вод содержащих нефть на очистных сооружениях и во время чистки резервуаров. Шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, которые содержат в среднем (по массе):

  • от 10 до 56 % нефтепродуктов,
  • от 30 до 85 % воды,
  • от 1,3 до 46 % твердых примесей.

Все шламы представляют собой определенную опасность, поэтому они хранятся в специальных шламонакопителях. Шламонакопители, представляющие собой земельные емкости открытого типа предназначенные для хранения шламов, занимают довольно большие территории. Кроме того, подобные сооружения пожароопасны, и являются источником потенциального загрязнения окружающей среды, которое происходит вследствие испарения нефтепродуктов. Результатом такого испарения является загрязнение почв и грунтовых вод. Поэтому сегодня обезвреживание и полная утилизация нефтяных шламов является одной из острейших проблем для нефтедобывающих регионов.

Способы переработки нефтяных шламов

В настоящее время широко применяются следующие методы переработки и обезвреживания нефтяных шламов:

1. Сжигание нефтяного шлама в виде водных эмульсий с последующей утилизаций выделяющегося тепла. Этот способ является самым распространенным, поскольку он наиболее простой и надежный. Однако при данной технологии сложно добиться экономического эффекта, что недопустимо в современных условиях.

2. Обезвоживание и сушка нефтяного шлама с возвратом образованных нефтепродуктов в производство (данный процесс по сравнению с предыдущим более прогрессивный, однако требует куда больших капиталовложений).

3. Переработка нефтяного шлама в пирогаз. Данная технология позволяет повысить коэффициенты использования нефти, и сегодня является самой передовой, поскольку из отходов в данном случае получается высококачественное топливо. Однако не каждый мусороперерабатывающий завод решается установить у себя подобную установку ввиду ее относительно высокой стоимости. Хотя вовсе напрасно – сегодня завод по переработке шламов может являться рентабельным высокодоходным предприятием.

Газовый конденсат по своей сути является жидкими углеводами с содержанием таких легких газов как:

Технология переработки

Переработка газового конденсата заключается в выделении газов из конденсата с целью получения таких видов продуктов в стабильном состоянии как:

Достигается это на крупных предприятиях специализирующихся на переработке газовых конденсатов посредством технологической процедуры, состоящей из таких этапов:

Читайте также:  Установка всех программ на iphone

1. Ректификация, заключающаяся в процедуре разделения смеси посредством теплообмена между газовыми и жидкими компонентами;

2. Гидроочистка сернистых соединений в сырье посредством водорода при высоком уровне давления и температуры;

3. Изомеризация, заключающаяся в изменение структуры вещества с целью повышения его октанового числа.

Переработка газового конденсата – это выделение газов из конденсата, и получение, таким образом, двух продуктов в стабильном состоянии, подлежащих дальнейшему использованию: легких углеводов и прямогонного бензина (бензина газового стабильного).

Переработка осуществляется на заводах по переработке газовых конденсатов, самые крупные из которых обладают огромными мощностями (до 6 млн. тонн в год). Вкратце, технологический цикл делится на несколько фаз:

  • ректификация в специальных ректификационных колоннах, непрерывная или периодическая, представляющая процесс разделения смеси, путем теплообмена между жидкой и газовой составляющими;
  • гидроочистка – процесс, направленный на снижение сернистых соединений в нефтепродуктах, происходящий при высокой температуре и повышенном давлении под воздействием водорода;
  • изомеризация (с рециклом) – изменение структуры вещества для повышения октанового числа у бензинов, бывает высоко-, средне-, и низкотемпературной, последняя считается наиболее перспективным методом.

Итогом переработки конденсата является получение моторных топлив высокого качества (высокооктановых): бензинового, авиационного, дизельного, а также сырья (полимеров) для производства полиэтилена, полипропилена, полистирола, поливинилхлорида, синтетических каучуков, полиэфира, бутилового спирта, ацетона, фенола и т.д.

Переработка газового конденсата служит для получения таких видов продуктов:

  • Высококачественные моторные масла;
  • Высокооктановые марки бензина;
  • Различные виды полимерных материалов.

Установка по переработке газового конденсата (нефти)

Установка по переработке газового конденсата включает в себя следующие блоки:

Блок гидроочистки фр. НК-360 °С (см. технология гидроочистки);

Блок ректификации продуктов гидроочистки на фракции для дальнейшей переработки;

Блок каталитического риформинга (см. технология каталитического риформинга и техническое описание);

Блок ректификации риформата;

Блок гидроизомеризации легкого бензина;

Блок ректификации гидроизомеризата;

Узел компаундирования товарных продуктов.

Основная продукция установки:

товарные бензины Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97, Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по ГОСТ Р 51866-2002, (соответствует нормам Евро-3) и Супер Евро-98 по ГОСТ Р 51313-99. Установка рассчитана на максимальный выпуск Премиум Евро-95;

дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005 (Евро-4);

Требования к качеству современных высокооктановых автобензинов, выпускаемых по спецификации Евро-3 и выше ограничивают содержание в них бензола величиной не более 1,0 % об.

Для достижения данного показателя по содержанию бензола в технологии используется процесс гидроизомеризации, который включает в себя гидрирование бензола, содержащегося в фракции нк-85 С продуктов риформинга и в фракции нк-85 °С продуктов гидроочистки, с последующей его изомеризацией в метилциклопентан (МЦП). В процессе протекают также реакции изомеризация н-парафинов в изо-парафины, что также приводит к увеличению октанового числа получаемого продукта. Побочные реакции — раскрытие нафтеновых колец с образованием гексанов и гидрокрекинг сырья до продуктов с меньшим числом углеродных атомов, преимущественно пропана и бутанов.

В данной технологии на блоке гидроизомеризации использовано сырьё, состоящее из смеси фракции нк-85 °С гидрогенизата и фракции НК-85 °С риформата. На этом сырье получается гидроизомеризат с октановым числом по ииследовательскому методу ОЧИ не менее 79 (76 ОЧМ).

Для выпуска товарного бензина Регуляр Евро-92, рекомендуются рецептура 60 % мас. тяжелого риформата и 40 % мас. гидроизомеризата, что соответствует балансовому выпуску продуктов на установке. Для производства бензинов Премиум Евро-95 и Аи-98 необходимо в составе использовать МТБЭ в концентрации до 15 % мас.:

источник

Установка переработки газового конденсата в бензин

В настоящее время в РФ эксплуатируется, проектируется, и строится около 200 установок, перерабатывающих стабильный газовый конденсат (СГК) производительностью от 10 до 300 тыс. тонн/год по исходному сырью. Работа всех этих установок основана на простом атмосферном разделении СГК на фракции без какого-либо химического изменения состава углеводородов.

Основной продукцией таких производств является прямогонная фракция низкооктанового бензина, компоненты дизельного топлива и до 3-20% мазутной фракции, используемой в основном в качестве топлива для собственного производства. Качество получаемых продуктов не отвечает требованиям нормативных показателей, предъявляемым к моторным топливам, и реализуется как сырье для дальнейшей переработки в нефтехимии и нефтепереработке (причём без уплаты государству за акцизы).

Читайте также:  Установка байпаса на газопроводе

В Научно-производственном объединении «Энергомашавтоматика» разработали технологию глубокого каталитического воздействия и создали установки, позволяющие получать максимальное количество качественных светлых нефтепродуктов.

Компания «Энергомашавтоматика» занимается каталитическими процессами в нефтехимии, разрабатывает технологии для углублённой переработки природных углеводородов. В настоящее время разработана и опробована технология, совмещающая в себе первичные и вторичные процессы нефтепереработки в одном модуле.

В основе технологического процесса лежит каталитическая конверсия углеводородов при каталитическом и термическом воздействии с получением максимального количества качественных светлых нефтепродуктов.

Основным отличием разработанной технологии от обычной атмосферной разгонки является то, что на выходе из установки получаете не прямогонный низкооктановый бензин, а высокооктановый, пригодный для компаундирования автомобильных бензинов; не застывающую при плюсовых температурах солярку, а низкозастывающее хорошее дизельно топливо. Мазут, полученный по данной технологии, обладает более низкой вязкостью, более низкой температурой застывания, по составу он значительно ближе к судовому топливу, чем традиционный. Его количество значительно меньше, чем при традиционной технологии.

Особенно преимущества этой технологии заметны при переработке парафинистых газовых конденсатов и высокопарафинистых нефтей.

Деятельность компании ориентирована на разработку мини-заводов нового типа. Предлагаются 3 вида модульных установок: для переработки прямогонного бензина, печного топлива и газового конденсата.

Установки имеют номинальную производительность 50 тонн/сутки, состоят из двух частей:

1– Каталитический блок, совмещённый с газовым блоком, с насосной станцией и блоком охлаждения (АВО) – 40 футовый контейнер (расстояние до ближайших баков не менее 25м).
2– Энергоблок (котёл или трубчатая печь).

По желанию заказчика к стандартному исполнению могут быть добавлены дополнительные опции. В максимально полной комплектации – установка может быть полностью автономна! Используя попутный газ – работать на собственном электричестве (применяя микротурбину), охлаждаеться воздухом или чиллером.

На установке используется 2 тонны катализатора, его активной работы хватает для бензиновой установки на 2-3 мес, для печного топлива и СГК на 6-8 мес., в зависимости от качества исходного сырья. Есть некоторые решения по понижению содержания серы в 3-10 раз (как доп. опция).

Срок изготовления 6 месяцев и ориентировочно на доставку, СМР и пусконаладку 1 месяц.
Сейчас НПО «Энергомаш-автоматика» выпускает сертифицированные установки 2-го, 3-го и 4-го поколения.
– Установка 4-го поколения оснащается блоком низкотемпературной ректификации под давлением. Это позволяет чётко отделить бензин от газа. В газе не остаётся бензиновых фракций, а в бензине остаётся ровно столько газа, чтобы не превышать ДНП (регулируется). Это позволяет увеличить выход бензина на несколько процентов. Вместо ШФЛУ получается СУГ (сжиженный углеводородный газ– пропан бутан).

Что представляют собой продукты, выходящие из установки:
• Бензин. Из установки выходит бензин каталитического крекинга, высокооктановая (ОЧММ 76-80, ОЧИМ 86-90) который необходимо незначительными усилиями довести до параметров ГОСТа. При необходимости можно так отрегулировать процесс, что будет выходить бензин 92 или 95, но в этом случае снижается производительность установки, а, главное, растут потери на газ.
• Дизельное топливо. Обычно имеет температуру застывания от -50 до -60°С. Им зимой разбавляют летнее ДТ, доводят температуру застывания до -20°С и продают как зимнее, при этом температура вспышки в пределах ГОСТ305-82.
• ШФЛУ – широкая фракция лёгких углеводородов.
• СУГ – обычный пропан-бутан с небольшой долей пентана.
• Масло – тяжёлая фракция (температура кипения 350-520°С), практически полностью убраны парафины, так что это низкозастывающая маловязкая жидкость. Идёт на судовое топливо, очень востребовано речным флотом, так как обычно это малосернистая жидкость. Ею разбавляют сернистые и застывающие мазуты для бункеровки судов. Некоторые продают как печное топливо. Горит хорошо, удельная теплота сгорания – высокая.

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector