Основное назначение процесса риформинга – получение высококтанового компонента товарных автомобильных топлив из низкооктановых тяжелых бензинов за счет их ароматизации. Сырьем установки является бензин 85-1800С, мощность установки 1 млн. т в год. Катализатор – биметаллический, шариковый.
Сырье I смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом IV. Далее реакционная смесь нагревается в теплообменнике 4 и печи 5 и поступает в верхнюю секцию реактора 2. Переменный диаметр реактора позволяет неравномерно распределять катализатор между секциями в соответствии с протекающими реакциями. Продукты из нижней части реактора 2 проходят теплообменники 4. Первое разделение жидкой и газовой фаз происходит в газовом сепараторе низкого давления 8(при 1 МПа). Газ из этого газового сепаратора компримируют компрессором 6 до давления 1,5 МПа, вновь смешивают с жидкой фазой, подаваемой из газового сепаратора 8, и разделяют смесь в газовом сепараторе высокого давления 7. Подобное решение узла сепарации, вызванное низким давлением в реакционной зоне, снижает унос бензина с водородсодержащим газом и повышает содержание в нем водорода. В колонне 9 осуществляют стабилизацию катали-зата при давлении 0,8—0,9 МПа. Из верхней части колонны уходят углеводородный газ VII и головная фракция VIII, которые передаются на газофракционирующую установку, а стабильный катализат отбирается снизу колонны.
Регенератор 1 представляет собой аппарат с радиальным потоком реакционных газов, разделенный на три технологические зоны. В верхней зоне при мольном содержании кислорода 1 % об. в газе-окислителе происходит выжиг кокса. В средней зоне при содержании кислорода 10—20 % об. и подаче хлорорганических соединений происходит окислительное хлорирование катализатора. В третьей нижней зоне катализатор дополнительно прокаливают в токе сухого воздуха.
Схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора: 1 — секция регенерации; 2 — реактор; 3 — насос; 4 — теплообменник; 5 — многосекционная печь; 6— компрессор; 7— газосепаратор высокого давления; 8— газосепаратор низкого давления; 9 — колонна стабилизации; 10 — холодильник; 11 — сепаратор; 12— трубчатая печь; I — сырье; II—воздух; III — дымовые газы; IV — циркулирующий газ; V — вода; VI — водород заводским потребителям; VII — газообразные углеводороды; VIII — нестабильная головная фракция; IX — топливный газ; X — стабильный катализат
Технологическая схема изомеризации бензиновых фракций
Процесс изомеризации служит для получения высокооктановых компонентов автомобильных топлив на бифункциональном катализаторе, содержащем платину на оксиде алюминия. Процесс проходит при температурах 350—400 °С и давлении 3—3,5 МПа, объемная скорость подачи сырья составляет 1,5—2,0 ч-1. Для подавления побочных реакций расщепления осуществляют циркуляцию водородсодержащего газа в объеме 900 нм3 на 1 м3 жидкого сырья.
Исходная пентановая фракция поступает на изомеризацию с центральной газофракционирующей установки (ЦГФУ), схема которой рассмотрена в главе 2. Сырье I, подаваемое насосом 1, смешивается с водородсодержащим газом, нагревается в теплообменнике 2 и далее через змеевик трубчатой печи 4 поступает в реактор 3, заполненный катализатором. В начале работы температура в реакторе около 380 0С, а в конце вследствие некоторого дезактивиро-вания катализатора она поднимается до температуры 430—450 0С.
Технологическая схема установки изомеризации: / — насос; 2 — теплообменник; 3 — реактор; 4 — печь; 5 — аппарат воздушного охлаждения; 6 — холодильник; 7— сепаратор водородсодержащего газа; 8— компрессор водородсодержащего газа; 9 — адсорбер-осушитель газа; 10 — стабилизационная колонна; // — сепаратор углеводородного газа; 12 — кипятильник; 13 — абсорбер изопен-тана; I — сырье; II — водород; III — топливный газ; IV — дымовые газы; V — сухой воздух для регенерации адсорбента; VI — влажный воздух; VII — пар; VIII — стабильный изомеризат; IX — насыщенный абсорбент; X — гексановая фракция (абсорбент); XI — жирный газ; XII — вода
Парогазовая смесь продуктов реакции охлаждается и конденсируется в аппаратах воздушного охлаждения 5 и водяном холодильнике 6. В газовом сепараторе 7 отделяется водородсодержащий газ, который, смешиваясь со свежим водородсодержащим газом II, проходит адсорбер 9, заполненный цеолитом для удаления влаги. Осушенный газ поступает на прием компрессора 8. Нестабильный изомеризат забирается из нижней части сепаратора 7, подогревается в теплообменнике 2 и подвергается стабилизации в колонне 10, из верхней секции которой уходит углеводородный газ XI, а из нижней — стабильный изомеризат VIII, направляемый на разделение на ЦГФУ.
Изопентан дополнительно извлекается из углеводородного газа гексановой фракцией X, поступающей с ЦГФУ, в абсорбере 13. Насыщенный абсорбент IX возвращается для переработки на центральную газофракционирующую установку.
Технологическая схема каталитического крекинга
Целевым назначением процесса является получение высококачественного бензина с октановым числом, определенным исследовательским методом (ОЧИ), 90—92. При каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье для производства высокооктанового компонента бензина). Установки каталитического крекинга являются также поставщиком сырья для химической промышленности: из газойлей каталитического крекинга получают сажевое сырье и нафталин; тяжелый газойль может служить сырьем для производства высококачественного «игольчатого» кокса. установки каталитического крекинга с шариковым катализатором и с микросферическим катализатором. Установки с шариковым катализатором производительно-тью 750 тыс. т в год в настоящее время выводятся из эксплуатации. Установки с микросферическим катализатором производительностью 2 млн т в год.
Сырье I после гидроочистки подогревается в печи 11 и поступает к основа-нию лифта-реактора 9. Температура в реакторе 515—545 °С, время контакта сырья с катализатором несколько секунд. Сюда же из регенератора 7 ссыпается регенерированный катализатор и в низ реактора подается водяной пар VI. Катализатор, взвешенный в смеси паров сырья и водяного пара, через решетку на конце лифта-реактора 9 попадает в отпарную секцию 10. Там пары продуктов крекинга отделяются от катализатора, который ссыпается вниз отпарной секции. Для повышения эффективности отпаривания нижняя часть отпарной секции снабжена перегородками. Отпаренный катализатор самотеком поступает в регенератор 7. Воздух II на регенерацию подают компрессором 1; температура регенерации 700 °С, давление 2,5 МПа, интенсивность выжигания кокса примерно 80 кг/ч, скорость газов над слоем катализатора 0,9—1,0 м/с. В регенераторе отсутствуют паровые змеевики для отвода избыточного тепла, и тепловой баланс реакторного блока регулируют, изменяя количество воздуха II, подаваемого через распределительное устройство 6. Дымовые газы и воздух подаются в регенератор раздельно, что позволяет регулировать скорость регенерации катализатора.
Продукты сгорания IV проходят котел-утилизатор 5 и электрофильтр 4. Конечное пылесодержание газов не превышает 80 мг/нм3. Пары продуктов крекинга поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 13.
Из верхней части этой колонны уходят пары бензина XI, углеводородный газ XII и водяной пар. Нижняя часть колонны 13 является отстойником катализаторного шлама XIII, который возвращается в отпарную секцию 10. Отстоявшийся от шлама жидкий остаток VIII выводят из колонны. Этот остаток состоит в основном из тяжелых полициклических ароматических углеводородов, склонных к коксообразованию. Он нежелателен как компонент сырья для крекинга, но является идеальным сырьем для получения «игольчатого» кокса (если крекингу подвергать сырье с умеренным содержанием серы). Избыточное тепло в колонне снимают цир- кулирующим внизу колонны крекинг-остатком, это тепло используют для получения водяного пара. На установке предусмотрены две отпарные колонны 15 и 16 соответственно для легкого X и тяжелого IX каталитических газойлей.
Схема установки каталитического крекинга: / — компрессор; 2 — топка под давлением; 3 — катализаторная емкость; 4 — электрофильтр; 5 — котел-утилизатор; 6 — распределительное устройство; 7 — регенератор; 8 — циклон; 9 — лифт-реактор; 10— отпарная секция; // — печь; 12— теплообменник; 13 — ректификационная колонна; 14— сепаратор; 15, 16— отпарные колонны; 17— насос; I — сырье; II — воздух; III — топливный газ; IV — дымовые газы; V — вода; VI — пар; VII — циркулирующий остаток; VIII — остаток >420 °С; IX — тяжелый газойль; X — легкий газойль; XI — бензин; XII — газ; XIII — катализаторный шлам
Для увеличения глубины крекинга установка может работать с рециркуляцией промежуточных фракций. Их отводят из колонны к основанию лифта-реактора. На установке широко используется воздушное охлаждение, что сокращает объем оборотной воды на заводе.
Экспортом нефти данного месторождения, а так же ее переработкой занимается компания Saudi Aramco — национальная нефтяная компания Саудовской Аравии. Крупнейшая нефтяная компания мира по показателю добычи нефти и размеру нефтяных запасов. Также, по оценке газеты «Financial Times», является крупнейшей компанией в мире по стоимости бизнеса ($781 млрд). Штаб-квартира — в Дахране. «Saudi Aramco» контролирует месторождения с запасами нефти примерно 260 млрд баррелей (99 % запасов Саудовской Аравии), что составляет около четверти мировых разведанных запасов нефти. Имеет большое влияние в ОПЕК. Компания контролирует добычу природного газа на территории страны, владеет современными нефте- и газоперерабатывающими заводами. Компания имеет филиалы, совместные предприятия и дочерние компании в Китае, Японии, на Филиппинах, Республике Корея, Сингапуре, Объединенных Арабских Эмиратах, США и Великобритании. Компании принадлежит флот современных супертанкеров. У «Saudi Aramco» имеется совместное предприятие с российской нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ» — «Lukoil Saudi Arabia Energy Ltd.» (LUKSAR). В начале 2007 года это СП обнаружило коммерческие залежи природного газа на блоке А, расположенном в восточной части нефтегазоносного бассейна Руб аль-Хали (к югу от крупнейшего в мире нефтяного месторождения Аль-Гавар). Между правительством Саудовской Аравии и «LUKSAR» подписан договор о разработке этого блока на срок до 40 лет (общий объём инвестиций в проект, как ожидается, составит около $2 млрд.). По данным компании в 2006 году ее добыча составляла 8,9 млн баррелей нефти в день, что соответствует 443,1 млн тонн нефти в год.
Заключение
В заключении следует сравнить месторождение Гавар с Астраханским газоконденсатным месторождением.
Страницы: 1, 2, 3, 4
