Rafineria ropy. Zobacz, co oznacza „rafineria ropy naftowej” w innych słownikach. Metody rafinacji ropy naftowej: hydrorafinacja

4.1 Instalacja ELOU-AVT

Instalacja przeznaczona jest do oczyszczania oleju z wilgoci i soli oraz do pierwotnej destylacji oleju na frakcje wykorzystywane jako surowiec do dalszych procesów przerobu. W tabeli 4.1. i 4.2. Podano odpowiednio bilanse materiałowe jednostek ELOU i AVT.

Instalacja składa się z trzech bloków: 1. Odsalania i odwadniania. 2. Destylacja atmosferyczna. 3. Destylacja próżniowa oleju opałowego.

Surowcem w procesie jest olej.

Produkty: Gaz, Frakcje 28-70 o C, 70-120 o C, 120-180 o C, 180-230 o C, 230-280 o C, 280-350 o C, 350-500 o C oraz frakcja, wrze w temperaturach powyżej 500 o C.

Tabela 4.1

Bilans materiałowy jednostki ELOU

Tabela 4.2

Bilans materiałowy instalacji AVT

pozycje bilansu	Potencjalna treść	Wybór z potencjału w ułamkach jedności	Rzeczywisty wybór
				tysięcy ton/rok
otrzymane:
Frakcja 28-70°C
Frakcja 85-120°C
Frakcja 120-180°C
Frakcja 180-230°C
Frakcja 230-280°C
Frakcja 280-350°C
Frakcja 350-485°C
Frakcja >485°C

4.2 Reforming katalityczny

W proponowanej rafinerii proces reformingu katalitycznego ma na celu zwiększenie odporności benzyny na spalanie stukowe.

Jako surowce do reformingu wykorzystujemy szeroką gamę benzyn prostych o frakcji 70 – 180 şС z instalacji ELOU-AVT, a także benzyny visbreakingowe, koksujące i hydrorafinowane.

Sposób pracy instalacji do reformingu katalitycznego zależy od rodzaju katalizatora, przeznaczenia instalacji oraz rodzaju surowca. W tabeli Na rys. 4.3 przedstawiono wskaźniki wydajności wybranej instalacji do reformingu katalitycznego firmy UOP „CCR-platforming” z ciągłą regeneracją katalizatora.

Tabela 4.3

Tryb technologiczny jednostki reformingu katalitycznego fr. 70 – 180°C

Instalacje te są bardziej ekonomiczne poprzez zmniejszenie ciśnienia roboczego przy jednoczesnym zwiększeniu głębokości konwersji surowców. Reforming w ruchomym złożu jest najnowocześniejszym modelem procesu przemysłowego i zapewnia niezmiennie wysoką wydajność benzyny i liczbę oktanową, a także maksymalną wydajność wodoru przy niskiej intensywności procesu.

W jednostce reformingu zastosujemy katalizator Axens HR-526. Katalizatorem jest tlenek glinu aktywowany chlorem, przy czym platyna (0,23% wag.) i ren (0,3% wag.) są równomiernie rozmieszczone w całej objętości. Średnica kul katalizatora wynosi 1,6 mm, powierzchnia właściwa 250 m 2 /g.

Aby zapewnić długotrwały cykl pracy tego katalizatora, surowiec musi zostać oczyszczony ze związków zawierających siarkę, azot i tlen, co zapewnia wbudowanie w instalację reformingu jednostki hydrorafinacji.

Produktami jednostki reformingu katalitycznego są:

Gaz węglowodorowy – zawiera głównie metan i etan, służy jako paliwo do pieców rafinerii ropy naftowej;

Głowica stabilizacyjna (węglowodory C 3 – C 4 i C 3 – C 5) – stosowana jako surowiec do gazów nasyconych HFC;

Katalizator, którego wydajność wynosi 84% wag. stosowany jako składnik benzyny silnikowej. Zawiera 55 - 58% wag. węglowodory aromatyczne i ma liczbę oktanową (IM) = 100 punktów;

4.3 Hydrorafinacja

Proces ma na celu zapewnienie wymaganego poziomu charakterystyk użytkowych lekkich destylatów, surowca do krakingu katalitycznego, który dziś jest zdeterminowany głównie wymogami środowiskowymi. Jakość produktów hydrorafinacji podnosi się w wyniku stosowania reakcji destrukcyjnego uwodornienia związków zawierających siarkę, azot i tlen oraz uwodornienia węglowodorów nienasyconych.

Do instalacji hydrorafinacji wysyłamy frakcję oleju napędowego wrzącą w zakresie 180 – 350 şС. Surowcem instalacji hydrorafinacji oleju napędowego jest także lekki olej napędowy koksujący. Na podstawie danych w tabeli. 1.6, przyjmuje się, że zawartość siarki w tej frakcji wynosi 0,23% wag. jak we frakcji 200 – 350°С.

Główne parametry reżimu technologicznego instalacji do hydrorafinacji oleju napędowego przedstawiono w tabeli. 4.4.

Tabela 4.4

Reżim technologiczny instalacji hydrorafinacji oleju napędowego

W praktyce światowej najczęściej stosowanymi w procesach uwodornienia są glin-kobalt-molibden (ACM) i glin-nikiel-molibden (ANM). Katalizatory do hydrorafinacji AKM i ANM zawierają 2 – 4% wag. Co lub Ni i 9 – 15% wag. MoO 3 na aktywnym γ-tlenku glinu. Na etapie rozruchu lub na początku cyklu surowcowego poddawane są one siarczkowaniu (siarce) w strumieniu H 2 S i H 2, co znacznie zwiększa ich aktywność katalityczną. W naszym projekcie na instalacji hydrorafinacji oleju napędowego zastosujemy krajowy katalizator marki GS-168sh o następujących parametrach:

gęstość nasypowa ÷ 750 kg/m 3 ;

nośnik ÷ glinokrzemian;

średnica granulatu ÷ 3 – 5 mm;

okres międzyregeneracyjny ÷ 22 miesiące;

całkowity okres użytkowania ÷36 – 48 miesięcy.

Produktami instalacji są:

hydrorafinowany olej napędowy;

benzyna destylowana – stosowana jako surowiec do instalacji reformingu katalitycznego, posiada niską (50 – 55) liczbę oktanową;

siarkowodór – kierowany jest jako surowiec do wytwórni siarki elementarnej;

paliwo gazowe.

Wytyczne medyczne sugerują, że 100% surowca z instalacji hydrorafinacji oleju napędowego daje następującą wydajność produktu:

olej napędowy hydrorafinowany – 97,1% mas.;

benzyna destylowana – 1,1% wag.

Wydajność siarkowodoru w % wag. dla surowców określa się według wzoru

x i – wydajność produktów hydrorafinacji w ułamkach jednostkowych;

32 – masa atomowa siarki.

Frakcja o temperaturze 230-350 o C zawiera 0,98% wag. siarki. Surowcem instalacji hydrorafinacji oleju napędowego jest także lekki olej napędowy koksujący. Zawartość siarki w przyjaznym dla środowiska oleju napędowym wynosi 0,01% wag.

Produkty wyjściowe:

H2S = 0,98-(0,01*0,971+0,01*0,011)*34/32 = 0,97%

4.4 Jednostka frakcjonowania gazu (GFU)

Instalacja przeznaczona jest do produkcji pojedynczych lekkich węglowodorów lub frakcji węglowodorowych o wysokiej czystości z gazów rafineryjnych.

Instalacje frakcjonowania gazów dzielimy ze względu na rodzaj surowca przetwarzanego na gazy nasycone HFC i gazy nienasycone HFC.

Surowcami gazów granicznych HFC jest gaz oraz głowica stabilizacyjna AVT w mieszaninie z głowicami stabilizacyjnymi do reformingu katalitycznego frakcji benzynowej i hydrokrakingu próżniowego oleju napędowego.

W tabeli 4.5 przedstawia tryb technologiczny gazów granicznych HFC.

Tabela 4.5

Tryb technologiczny kolumn destylacyjnych gazów granicznych HFC

Kolumny destylacyjne	Wspólne komponenty	Temperatura na dnie, °C	Maksymalna temperatura, °C	Ciśnienie, MPa
K-1 (deetanizator)	C 2 H 6 / C 3 H 8 +
K-2 (propan)	C 3H 8 / ΣC 4H 10 +
K-3 (butan)	ΣC 4 N 10 / ΣC 5 N 12 +
K-4 (izobutan)	izo- C 4 H 10 / N- C 4 H 10
K-5 (pentan)	ΣC5H12 / C6H14+
K-6 (izopentan)	izo- C 5 H 12 / N- C 5 H 12

Produkty HFC gazów granicznych – wąskie frakcje węglowodorów:

etan – stosowany jako surowiec do produkcji wodoru, a także paliwo do pieców technologicznych;

propan – stosowany jako surowiec do pirolizy, gaz skroplony bytowy, czynnik chłodniczy;

izobutan – służy jako surowiec dla zakładów alkilowania i produkcji kauczuku syntetycznego;

butan – używany jako skroplony gaz bytowy, surowiec do produkcji kauczuku syntetycznego, zimą dodawany do handlowej benzyny silnikowej w celu zapewnienia wymaganej prężności pary nasyconej;

izopentan – stosowany jako składnik benzyny wysokooktanowej;

pentan – jest surowcem do procesów izomeryzacji katalitycznej.

Do separacji nienasyconych gazów węglowodorowych wykorzystuje się jednostki AGFU (jednostki frakcjonowania gazów absorpcyjnych). Ich cechą charakterystyczną jest zastosowanie technologii absorpcji węglowodorów C 3 i wyższych przez cięższy składnik węglowodorowy (frakcja C 5 +) w celu wydzielenia suchego gazu (C 1 - C 2) w kolumnie K-1. Zastosowanie tej technologii pozwala na obniżenie temperatur w kolumnach, a tym samym zmniejszenie prawdopodobieństwa polimeryzacji węglowodorów nienasyconych. Surowcami gazów nienasyconych AGFU są gazy pochodzące z procesów wtórnych, a mianowicie: krakingu katalitycznego, visbreakingu i koksowania.

Główne parametry trybu technologicznego instalacji AGFU gazów nienasyconych przedstawiono w tabeli. 4.6.

Tabela 4.6

Reżim technologiczny kolumn destylacyjnych gazów nienasyconych AGFU

Kolumny destylacyjne	Wspólne komponenty	Temperatura na dnie, °C	Temperatura zasilania, °C	Maksymalna temperatura, °C	Ciśnienie, MPa
K-1 (absorber frakcjonujący)	C 2 – / ΣC 3 +
K-2 (kolumna stabilizacyjna)	ΣC 3 – ΣC 5 / ΣC 6 +
K-3 (propan)	ΣC 3 / ΣC 4 +
K-4 (butan)	ΣC 4 / ΣС 5 +

Produktami przerobu surowców węglowodorowych nienasyconych są następujące frakcje:

propan-propylen – stosowany jako surowiec w zakładach polimeryzacji i alkilacji, przy produkcji wyrobów petrochemicznych;

butan-butylen – stosowany jako surowiec do instalacji alkilowania do produkcji alkilatu (wysokooktanowego składnika benzyny handlowej).

4.5 Izomeryzacja katalityczna lekkich frakcji benzyny

Instalacja izomeryzacji katalitycznej przeznaczona jest do podwyższania liczby oktanowej lekkiej frakcji benzyny 28 - 70°С instalacji wtórnej destylacji benzyny poprzez konwersję parafin o normalnej budowie w ich izomery o wyższej liczbie oktanowej.

Istnieje kilka opcji procesu katalitycznej izomeryzacji węglowodorów parafinowych. Różnice wynikają z właściwości zastosowanych katalizatorów, warunków procesu, a także przyjętego schematu technologicznego („na przejście” lub z recyklingiem nieprzetworzonych węglowodorów normalnych).

Izomeryzacji węglowodorów parafinowych towarzyszą reakcje uboczne w postaci krakingu i dysproporcjonowania. Aby stłumić te reakcje i utrzymać aktywność katalizatora na stałym poziomie, proces prowadzi się przy ciśnieniu wodoru 2,0 - 4,0 MPa i cyrkulacji gazu zawierającego wodór.

W proponowanej rafinerii stosowany jest proces izomeryzacji niskotemperaturowej. Parametry technologicznego sposobu izomeryzacji frakcji 28 – 70°С podano w tabeli. 4.7.

Tabela 4.7

Tryb technologiczny instalacji katalitycznej

izomeryzacja lekkiej frakcji benzynowej

Podczas izomeryzacji N- alkany, stosuje się nowoczesne katalizatory dwufunkcyjne, w których jako składnik metaliczny wykorzystuje się platynę i pallad, a jako nośnik stosuje się fluorowany lub chlorowany tlenek glinu, a także glinokrzemiany lub zeolity wprowadzane do osnowy tlenku glinu.

Proponuje się zastosowanie niskotemperaturowego katalizatora izomeryzacji na bazie siarczanowanego dwutlenku cyrkonu CI-2 zawierającego 0,3-0,4% wag. platyny osadzonej na tlenku glinu.

Głównym produktem instalacji jest izomeryzat (RPM 82 - 83 pkt), stosowany jako wysokooktanowy składnik benzyny silnikowej, odpowiadający za jej charakterystykę rozruchową.

Wraz z izomeratem w procesie powstaje suchy gaz ograniczający, który wykorzystywany jest w zakładzie jako paliwo i surowiec do produkcji wodoru.

4.6 Produkcja asfaltu

Instalacja ta na terenie projektowanej rafinerii przeznaczona jest do produkcji asfaltów drogowych i budowlanych.

Surowcem dla wytwórni asfaltów jest pozostałość po destylacji próżniowej oleju opałowego (smoła).

Do produkcji bitumu stosowane są następujące metody:

głęboka destylacja próżniowa (surowce resztkowe);

utlenianie produktów naftowych powietrzem w wysokich temperaturach (produkcja utlenionego bitumu);

mieszanie resztkowego i utlenionego bitumu.

Reżim technologiczny instalacji do produkcji asfaltu metodą utleniania smoły (frakcja > 500 ºС) przedstawiono w tabeli. 4.8.

Tabela 4.8

Tryb technologiczny wytwórni asfaltów z kolumną utleniającą

asfalty drogowe stosowane w budownictwie drogowym do przygotowania mieszanek asfaltobetonowych;

bitumy budowlane stosowane w różnorodnych pracach budowlanych, w szczególności do hydroizolacji fundamentów budynków.

4.7 Kraking katalityczny z obróbką wstępną

Proces krakingu katalitycznego jest jednym z najczęstszych procesów zaawansowanej rafinacji ropy naftowej na dużą skalę i w dużej mierze determinuje wskaźniki techniczne i ekonomiczne nowoczesnych i perspektywicznych rafinerii oleju opałowego.

Proces ma na celu wytworzenie dodatkowych ilości lekkich produktów naftowych – benzyny wysokooktanowej i oleju napędowego – poprzez rozkład ciężkich frakcji oleju w obecności katalizatora.

Surowcem do instalacji w projektowanej rafinerii jest próżniowy olej napędowy z bezpośredniej destylacji ropy naftowej (frakcja 350 - 500°С) po wstępnym uszlachetnieniu, który służy do katalitycznego hydrorafinacji ze szkodliwych zanieczyszczeń - siarki, azotu i metali.

Planuje się, że proces krakingu katalitycznego będzie prowadzony na krajowej instalacji krakingu z reaktorem wznośnym typu G-43-107 na katalizatorze mikrosferycznym zawierającym zeolit.

Głównymi czynnikami wpływającymi na proces krakingu katalitycznego są: właściwości katalizatora, jakość surowców, temperatura, czas kontaktu surowców z katalizatorem, szybkość cyrkulacji katalizatora.

Temperatura w tym procesie reguluje głębokość procesu krakingu katalitycznego. Wraz ze wzrostem temperatury wzrasta wydajność gazu, a ilość wszystkich innych produktów maleje. Jednocześnie jakość benzyny nieznacznie wzrasta w wyniku aromatyzacji.

Ciśnienie w układzie reaktor-regenerator utrzymuje się na prawie stałym poziomie. Wzrost ciśnienia nieco pogarsza selektywność krakingu i prowadzi do zwiększonego tworzenia się gazu i koksu.

W tabeli 4.9 pokazuje wskaźniki reżimu technologicznego instalacji krakingu katalitycznego z reaktorem pionowym.

Tabela 4.9

Tryb technologiczny instalacji krakingu katalitycznego

Warunki procesu	Ustalona norma
Temperatura, ºС
w reaktorze
w regeneratorze
Ciśnienie, MPa
w reaktorze
w regeneratorze
Masowa szybkość podawania surowców, h -1
Szybkość cyrkulacji katalizatora

Katalizatory do nowoczesnych procesów krakingu katalitycznego prowadzonych w wysokich temperaturach są złożonymi układami wieloskładnikowymi składającymi się z matrycy (nośnika), składnika aktywnego – zeolitu oraz pomocniczych dodatków aktywnych i nieaktywnych. Materiałem osnowy nowoczesnych katalizatorów jest głównie syntetyczny amorficzny glinokrzemian o dużej powierzchni właściwej i optymalnej strukturze porów. Zazwyczaj w przemysłowych amorficznych glinokrzemianach zawartość tlenku glinu mieści się w zakresie 6–30% wag. Aktywnym składnikiem katalizatorów krakingu jest zeolit ​​będący glinokrzemianem o trójwymiarowej strukturze krystalicznej o następującym wzorze ogólnym

Me 2/n O Al 2 O 3 X SiO2 Na H2O,

co pozwala na wtórne przemiany katalityczne węglowodorów surowców z wytworzeniem końcowych produktów docelowych. Dodatki pomocnicze polepszają lub nadają pewne specyficzne właściwości fizykochemiczne i mechaniczne katalizatorom krakingu glinokrzemianów (CSC) zawierającym zeolit. Platyna osadzana w niskich stężeniach najczęściej stosowana jest jako promotory intensyfikujące regenerację koksowanego katalizatora (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.

Na instalacji krakingu katalitycznego będziemy wykorzystywać krajowy katalizator marki KMTs-99 o następujących parametrach:

wydajność benzyny ÷ 52 – 52,5% wag.;

liczba oktanowa (IM) ÷ 92;

zużycie katalizatora ÷ 0,4 kg/t surowca;

średnia wielkość cząstek ÷ 72 mikrony;

gęstość nasypowa ÷ 720 kg/m3.

Produktami instalacji krakingu katalitycznego są:

W tym projekcie surowcem do instalacji krakingu katalitycznego jest frakcja olejowa z surowej przeróbki o temperaturze 350 – 500 °C i zawartości siarki 1,50% wag.

Aby obliczyć uzysk siarkowodoru podczas procesu hydrorafinacji próżniowego oleju napędowego, przyjmujemy zawartość siarki w produktach i wydajność produktów w następujący sposób:

olej napędowy próżniowy hydrorafinowany – 94,8% wag.;

benzyna destylowana – 1,46% wag.

Do produktów hydrorafinacji zalicza się także: gaz opałowy, siarkowodór i straty.

Gdzie S 0 – zawartość siarki w surowcu,% wag.;

S I– zawartość siarki w końcowych produktach procesu,% wag.;

X I– uzysk produktów hydrorafinacji w ułamkach jednostkowych;

34 – masa cząsteczkowa siarkowodoru;

32 – masa atomowa siarki.

H 2 S = (1,50– (0,2*0,948+0,2*0,014)*34/32 = 1,26%

4.8 Koksowanie

Instalacja przeznaczona jest do produkcji koksu naftowego oraz dodatkowych ilości lekkich produktów naftowych z ciężkich pozostałości naftowych.

Surowcem instalacji koksowniczej jest część smoły (pozostałość z destylacji próżniowej oleju opałowego) o mocy koksowania 9,50% mas. i zawartość siarki 0,76% wag.

W projektowanej rafinerii proces koksowania będzie prowadzony na instalacji koksowania opóźnionego (półciągłego) (DC).

W tabeli 4.10 przedstawia tryb technologiczny instalacji do badań ultradźwiękowych.

Tabela 4.10

Tryb technologiczny instalacji do badań ultradźwiękowych

Produktami instalacji są:

koks naftowy – stosowany do produkcji anod do wytapiania aluminium i elektrod grafitowych, do produkcji stali elektrolitycznej, stosowany do produkcji żelazostopów, węglika wapnia;

głowica gazowo-stabilizująca – zawiera głównie węglowodory nienasycone i jest wykorzystywana jako surowiec do węglowodorów nienasyconych HFC;

benzyna – zawiera do 60% węglowodorów nienasyconych, jest mało stabilna chemicznie, NMM = 60 – 66 pkt, po głębokiej hydrorafinacji wykorzystywana jest jako surowiec do instalacji reformingu katalitycznego;

lekki olej napędowy – służy jako składnik oleju napędowego;

ciężki olej napędowy jest składnikiem paliwa kotłowego.

4.9 Wisbreaking

Instalacja ma na celu zmniejszenie lepkości pozostałości oleju ciężkiego w celu uzyskania stabilnego składnika paliwa kotłowego.

Surowcem do visbreakingu jest smoła (frakcja > 500°C) z bloku próżniowego instalacji ELOU-AVT.

W projektowanej rafinerii stosujemy moduł rozbijania lepkości z zewnętrzną komorą reakcyjną. W przypadku visbreakingu tego kierunku wymagany stopień konwersji surowców osiąga się w łagodniejszym reżimie temperaturowym (430–450 ° C), ciśnieniu nie większym niż 3,5 MPa i długim czasie przebywania (10–15 min).

Produktami instalacji są:

gaz – stosowany jako gaz opałowy;

benzyna - charakterystyka: RHMM = 66 - 72 punkty, zawartość siarki - 0,5 - 1,2% mas., zawiera dużo węglowodorów nienasyconych. Używany jako surowiec do reformingu;

pozostałości po krakingu – stosowane jako składnik paliwa kotłowego, charakteryzują się wyższą wartością opałową, niższą temperaturą krzepnięcia i lepkością w porównaniu z surowym olejem opałowym.

4.10 Alkilowanie

Celem procesu jest otrzymanie frakcji benzynowych o wysokiej stabilności i odporności na detonację w wyniku reakcji izobutanu z olefinami w obecności katalizatora.

Surowcem do instalacji jest frakcja izobutanowa i butylenowo-butylenowa z instalacji HFC gazów nienasyconych.

Proces alkilowania polega na dodaniu butylenu do parafiny z wytworzeniem odpowiedniego węglowodoru o wyższej masie cząsteczkowej.

W projektowanej rafinerii wykorzystujemy instalację alkilowania kwasu siarkowego. Termodynamicznie alkilowanie jest reakcją niskotemperaturową. Granice temperatur dla przemysłowego alkilowania kwasu siarkowego wynoszą od 0°C do 10°C, ponieważ w temperaturach powyżej 10–15°C kwas siarkowy zaczyna intensywnie utleniać węglowodory.

Ciśnienie w reaktorze dobieramy tak, aby cały surowiec węglowodorowy lub jego główna część znajdowała się w fazie ciekłej. Ciśnienie w reaktorach przemysłowych wynosi średnio 0,3 – 1,2 MPa.

Jako katalizator alkilowania używamy kwasu siarkowego. Wybór tej substancji wynika z jej dobrej selektywności, łatwości operowania ciekłym katalizatorem, względnej taniości oraz długich cykli pracy instalacji ze względu na możliwość regeneracji lub ciągłego uzupełniania aktywności katalizatora. Do alkilowania izobutanu butylenami stosujemy 96–98% H2SO4. Produktami instalacji są:

4.11 Produkcja siarki

Siarkowodór powstający z gazów procesowych procesów termohydrokatalitycznych rafinacji danego oleju wykorzystywany jest w rafineriach do produkcji siarki elementarnej. Najpowszechniejszą i najskuteczniejszą przemysłową metodą produkcji siarki jest katalityczny proces utleniającej konwersji siarkowodoru Clausa.

Proces Clausa przebiega w dwóch etapach:

etap termicznego utleniania siarkowodoru do dwutlenku siarki w reaktorze piecowym

etap katalitycznej konwersji siarkowodoru i dwutlenku siarki w reaktorach R-1 i R-2

Tryb technologiczny instalacji przedstawiono w tabeli. 4.12.

Tabela 4.12

Tryb technologiczny instalacji do produkcji siarki

Warunki procesu	Ustalona norma
Nadciśnienie, MPa
Temperatura,°С
w reaktorze piecowym
na wylocie kotłów na ciepło odpadowe
przy wejściu do reaktora R-1
na wyjściu z reaktora R-1
przy wejściu do reaktora R-2
na wyjściu z reaktora R-1

Jako katalizator stosujemy aktywny tlenek glinu, którego średni okres użytkowania wynosi 4 lata.

Siarka ma szerokie zastosowanie w gospodarce narodowej - przy produkcji kwasu siarkowego, barwników, zapałek, jako środek wulkanizujący w przemyśle gumowym itp.

4.12 Produkcja wodoru

Powszechne wprowadzenie procesów uwodornienia i hydrokatalizy w proponowanej rafinerii ropy naftowej wymaga dużej ilości wodoru, oprócz tej pochodzącej z reformingu katalitycznego.

Bilans wodorowy dla projektowanej rafinerii z zaawansowanym przerobem ropy Teplovskaya przedstawiono w tabeli. 4.13.

Tabela 4.13

Bilans wodorowy dla rafinerii z głębokimi

przeróbki ropy Teplovskaya z poziomu węglonośnego.

Do produkcji wodoru stosujemy, jako najtańszą metodę, metodę katalitycznej konwersji parowej surowca gazowego.

Oddziaływanie metanu (lub jego homologów) z parą wodną przebiega zgodnie z równaniami

Tabela 4.14

Dystrybucja prostych frakcji oleju Teplovskaya według procesów technologicznych,% wag.

Nazwa	Rzeczywisty wybór,% wag. dla oleju			Katalityczny izomeryzacja	Katalityczny reformować, aby uzyskać benzyna wysokooktanowa		Hydrorafinacja oleju napędowego	Kraking katalityczny	Opóźnione koksowanie	Visbreaking	Produkcja bitumu
Frakcje olejowe:
Gaz + refluks
Frakcja 28-70°C
Frakcja 70-120°C
Frakcja 120-180°C
Frakcja 180-230°C
Frakcja 230-280°C
Frakcja 280-350°C
Frakcja 350-500°C
Frakcja powyżej 500°C
Wydajność surowców prostych, tysiące ton. W roku

SCHEMAT rafinerii

Napisane 6 lipca 2016 r

Jak podaje strona internetowa Państwowej Inspekcji Ruchu, liczba samochodów w Rosji w ciągu ostatniego roku wzrosła o ponad 1,5% i wyniosła 56,6 mln. Codziennie tankujemy nasze samochody benzyną i olejem napędowym, ale niewiele osób wie czym trudną drogę przechodzi olej, zanim dotrze na stację benzynową. Udaliśmy się do największej rafinerii ropy naftowej w kraju - Rafinerii Gazpromnieft-Omsk. Tam szczegółowo powiedziano nam, co dzieje się z ropą naftową i jak produkowana jest wysokiej jakości benzyna Euro-5, która spełnia europejskie standardy ochrony środowiska.

Dzisiaj porozmawiamy o tym, jak przetwarzana jest ropa naftowa.

Z badań socjologicznych wynika, że ​​mieszkańcy Omska są przekonani, że rafineria ropy naftowej jest czymś jednoznacznie kojarzonym z miastem. Podobnie jak klub hokejowy Avangard.

Rafineria ropy naftowej w Omsku jest jednym z najpotężniejszych zakładów produkcyjnych w kraju. Wielkość rafinacji ropy naftowej sięga 21 milionów ton rocznie.

Zakład zatrudnia 2826 osób. Powiecie, że to za mało dla największej rafinerii w Rosji. Ale jest ku temu powód: produkcja w rafinerii w Omsku jest tak zaawansowana technologicznie, jak to tylko możliwe, a do utrzymania i kontroli procesów potrzeba specjalistów.

Zakrojona na szeroką skalę modernizacja Rafinerii Omsk rozpoczęła się w 2008 roku. Pierwszy etap zakończono w 2015 roku. Wyniki okresowe są imponujące: zakład całkowicie przestawił się na produkcję paliw silnikowych klasy środowiskowej Euro-5, a wpływ na środowisko zmniejszył się o 36%. Dzieje się tak pomimo faktu, że wolumen rafinacji ropy naftowej wzrósł o ponad jedną trzecią.

Tuż przed rozpoczęciem wycieczki wyobrażaliśmy sobie pewien obraz. Moje myśli przelatywały przed obrazami ogromnych warsztatów, w których przelewano olej z jednego wielkiego zbiornika do drugiego. A wszystko to dzieje się w kłębach gęstej pary, skąd w rzadkich przypadkach wyłaniają się ponure twarze robotników. Spodziewaliśmy się też specyficznego zapachu benzyny, a ktoś już w myślach przymierzał maskę gazową.

W rzeczywistości procesy rafinacji ropy naftowej w ogromnej rafinerii w Omsku wyglądają zupełnie inaczej. Powietrze jest czyste, bez przykrych zapachów. Na terenie nie widzieliśmy praktycznie żadnych ludzi. Wszystkie tajemnicze przemiany ukryte są w zbiornikach, rurach i rurociągach naftowych. Każda instalacja posiada punkt serwisowy ze specjalistami monitorującymi procesy.

Wjazd na teren rafinerii jest ściśle regulowany – nikt nie zostanie wpuszczony przez punkt kontrolny bez specjalnej przepustki. W fabryce spędziliśmy tylko kilka godzin. Pomimo stosunkowo krótkiego czasu wizyty zostaliśmy przeszkoleni w zakresie bezpieczeństwa. Na terenie zakładu obowiązują najsurowsze zasady bezpieczeństwa pracy, w tym obowiązek noszenia specjalnej odzieży.

Każdy łańcuch produkcyjny jest monitorowany przez „mózg” Rafinerii Omsk – ujednoliconą sterownię.

Wszyscy rozumiemy, że zarówno sama ropa naftowa, jak i produkty wytwarzane przez rafinerię Omsk są łatwopalne i wybuchowe. Dlatego wszystkie procesy w zakładzie prowadzone są w ścisłej zgodności z normami i przepisami bezpieczeństwa przemysłowego i środowiskowego. Przykładem może być wspólna sterownia, której głównym celem jest ochrona personelu w przypadku sytuacji awaryjnej.

Jego drzwi bardziej przypominają wejście do sejfu bankowego, a wszystkie ściany są monolityczne i mają 1,5 metra grubości. Poziom ciśnienia w sterowni jest wyższy niż na zewnątrz. Odbywa się to tak, aby w przypadku rozhermetyzowania sprzętu szkodliwe gazy nie dostały się do środka.

Pracują tu najbardziej wykwalifikowani pracownicy zakładu, którzy kontrolują wszystkie procesy technologiczne rafinerii. Monitory wyświetlają informacje o stanie urządzeń w różnych obszarach zakładu, a przy pomocy licznych kamer wideo monitorowane są instalacje w czasie rzeczywistym.

Elitą wśród technologów są ci, którzy uruchamiają fabryki. Gdy instalacja jest już debugowana, wystarczy jedynie utrzymać jej działanie. To oczywiście również wymaga wysokich kwalifikacji, ale z szerokiego spektrum procesów zachodzących na terenie każdej rafinerii, utrzymanie funkcjonującego zakładu jest najprostsze. Najtrudniejszą rzeczą jest debugowanie i uruchomienie nowego: ryzyko wystąpienia sytuacji awaryjnych jest w tym okresie wysokie.

Zakładem kieruje Oleg Belyavsky. Zna wszystkie procesy zachodzące w przedsiębiorstwie „od” do „do”. Oleg Germanovich rozpoczął pracę w Rafinerii Nafty w Omsku w 1994 roku, jako kierownik jednego z budowanych zakładów. Przez długie lata swojej kariery zawodowej Belyavsky uruchomił ich dziesiątki - nie tylko w Rosji, ale także za granicą. Dyrektorem został w 2011 roku.

Obok sterowni znajduje się gigantyczna duża instalacja do pierwotnego przetwarzania surowców AVT-10. Jego wydajność wynosi 23,5 tys. ton na dobę. Tutaj przetwarzany jest olej, który w zależności od temperatury wrzenia i gęstości dzieli się na frakcje: benzynę, naftę, oleje smarowe, parafinę i olej opałowy.

Wiele procesów zachodzących w zakładzie ma na celu nie tylko wytworzenie produktu z oleju, ale przede wszystkim jego jak najskuteczniejszą separację. Wykorzystuje się do tego przykładowo instalację AT-9, w oparciu o którą od 2015 roku pracuje elektryczna instalacja odsalania oleju i wymienniki ciepła. Dzięki temu z napływających surowców uzyskuje się maksymalną możliwą ilość produktów naftowych.

Po wstępnej obróbce otrzymuje się produkt pośredni. Każda część „oddzielonego” oleju przechodzi jeszcze kilka rodzajów oczyszczania i przetwarzania, a dopiero potem jest wysyłana do produkcji komercyjnej i wysyłana do konsumentów.

Niemal głównym etapem recyklingu jest kraking katalityczny. Jest to obróbka próżniowego oleju napędowego przy użyciu katalizatorów w bardzo wysokich temperaturach. W efekcie powstają wysokiej jakości „czyste” komponenty paliw silnikowych: benzyna wysokooktanowa, lekki olej napędowy i nienasycone gazy tłuszczowe.

Rafineria Omsk jest jedyną rafinerią ropy naftowej w kraju, w której produkowane są katalizatory krakingu. Bez tego składnika nie da się wyprodukować benzyny klasy środowiskowej Euro-5. Obecnie większość krajowych fabryk kupuje ten produkt za granicą, a jedynie Rafineria Omsk wykorzystuje własny katalizator, a także dostarcza go niektórym innym przedsiębiorstwom.
Aby zwiększyć wolumen produkcji katalizatorów i dostarczyć je do całego rosyjskiego przemysłu rafineryjnego, budowana jest tu nowa fabryka katalizatorów - planują ją ukończyć do 2020 roku. Rosyjskie Ministerstwo Energii nadało projektowi status narodowy.

Próbki katalizatorów Omsk zostały przebadane w niezależnym laboratorium w Grecji. Wyniki badań potwierdziły, że należą one do najlepszych na świecie. Wraz z uruchomieniem fabryki katalizatorów Rosja całkowicie uniezależni się od dostaw importowych.

Rozwój katalizatora to złożony proces molekularny. Zajmuje się tym Instytut Problemów Przeróbki Węglowodorów Rosyjskiej Akademii Nauk, który również mieści się w Omsku. Tworzenie „proszku” (i taka właśnie jest konsystencja katalizatora) odbywa się w laboratorium naukowym przy wykorzystaniu unikalnych zasobów technologicznych.

Każde z urządzeń ma nazwę przerażającą w swojej złożoności. Przymiotnik „wyjątkowy” nie odnosi się tutaj do piękna: większość instrumentów używanych w laboratorium to pojedyncze egzemplarze.

Podajmy przykład. Oto wysokosprawny chromatograf cieczowy, który służy do badania złożonych mieszanin organicznych, w tym benzyny. Za jego pomocą laborant możliwie najdokładniej określi, z jakich składników składa się paliwo silnikowe.

Innym przykładem, jeśli nadal potrafisz dostrzec takie nazwy, jest spektrometr elektronowego rezonansu paramagnetycznego. Szczegółowo bada stężenia niektórych składników znajdujących się już w katalizatorze.

Dobra wiadomość jest taka, że ​​wielu badaczy i asystentów laboratoryjnych to młodzi ludzie.

Najważniejszą osobą w całym złożonym systemie rozwoju katalizatorów jest Władimir Pawłowicz Doronin. Oficjalnie Władimir Pawłowicz jest czołowym badaczem, w rzeczywistości głównym „silnikiem” wszystkich procesów produkcji katalizatorów. Amerykańskie firmy pilnie zwabiły Władimira Pawłowicza i zaoferowały za jego pracę bajeczne pieniądze („20 pełnoklatkowych aparatów” według Doronina), ale naukowiec zdecydował się pozostać w Rosji.

Składniki, z których syntetyzowany jest katalizator.

Tak wygląda „białe złoto” rafinerii w Omsku - przed tobą ten sam katalizator.

W 2010 roku w zakładzie uruchomiono instalację izomeryzacji Isomalk-2. Produkuje izomeryzat, wysokooktanowy składnik benzyny handlowej o minimalnej zawartości siarki i węglowodorów aromatycznych. Dzięki temu możemy produkować benzyny o wysokiej liczbie oktanowej, piątej klasy ekologicznej.

Park instalacji izomeryzacji. Te „białe kule” przechowują gaz i lekką benzynę.

Początkowo liczba oktanowa surowca jest niska (co oznacza, że ​​paliwo jest mniej samozapalne). Izomeryzacja jest jednym z wtórnych etapów rafinacji ropy naftowej. Ma na celu zwiększenie liczby oktanowej. W pierwszej kolejności hydrorafinacji poddawana jest frakcja pentanowo-heksanowa (benzyna gazowa). Nawiasem mówiąc, aby nie mylić z wodą, „hydro” w tym przypadku oznacza „wodór”. W procesie hydrorafinacji z surowca usuwane są związki zawierające siarkę i azot. Tak naprawdę siarka usunięta na etapie jakiejkolwiek hydrorafinacji nie przedostanie się później do atmosfery i nie będzie spadać na nasze głowy w postaci „kwaśnego deszczu”. Skutecznie uchronił miliony silników przed korozją.

Hydrorafinacja poprawia jakość frakcji i sprawia, że ​​jej skład nadaje się do izomeryzacji przy użyciu katalizatorów platynowych. Proces izomeryzacji zmienia szkielet węglowy – atomy w związku są inaczej ułożone, ale nie następuje zmiana składu ani masy cząsteczkowej. Produktem jest komponent wysokooktanowy.

Izomeryzacja zachodzi w dwóch reaktorach z katalizatorami platynowymi produkcji rosyjskiej. Cały proces został opracowany w naszym kraju, co jest dziś rzadkością: wiele jednostek izomeryzacji stosowanych w rosyjskich fabrykach sprowadza się z zagranicy. Stopniowo, dzięki doświadczeniom Rafinerii Omsk, następuje substytucja importu. Instalacja przetwarza 800 tysięcy ton rocznie i jest uważana za największą w Europie. Teraz Indie są aktywnie zainteresowane pozyskaniem tej technologii.

Następna na trasie jest milionowa jednostka reformatorów. „Milionowa”, ponieważ roczna wydajność instalacji odpowiada 1 milionowi ton surowców rocznie. Instalacja została zrekonstruowana w 2005 roku. Produkowany jest tu wysokooktanowy reformat składnika o liczbie oktanowej 103-104. Jest to jeden z głównych składników wysokiej jakości benzyny wysokooktanowej.

Wszystko to jest częścią ogromnego kompleksu KT-1.1 do głębokiego przetwarzania oleju opałowego, który śmiało można nazwać zakładem w zakładzie. Łączy w sobie szereg procesów technologicznych. W ciągu jednego roku kompleks umożliwił gwałtowne zwiększenie głębokości rafinacji ropy naftowej. Tutaj przetwarzają olej opałowy i produkują próżniowo olej napędowy. W procesie krakingu katalitycznego produkowana jest także benzyna o liczbie oktanowej 92. Na koniec 2015 roku głębokość rafinacji ropy w Rafinerii Omsk wyniosła 91,7%, co oznacza, że ​​pod względem wydajności zakład jest wiodącym w Rosji. w użyciu surowców.

Zakład zwraca uwagę nie tylko na procesy technologiczne, ale także na ich wpływ na środowisko miasta i jego mieszkańców. W rafinerii Omsk istnieje kilka rodzajów kontroli środowiska. Na przykład studnie, za pomocą których monitorowany jest stan gleb gruntowych. Na terenie zakładu zlokalizowanych jest siedem stanowisk niezależnego laboratorium, które codziennie przeprowadza analizy na 13 wskaźnikach.

Jak pokazują wyniki niezależnego monitoringu, powietrze w Gazpromniefti-ONPZ jest czyste.

Rafineria Nafty w Omsku to przedsięwzięcie, które ma już ogromne znaczenie dla całej branży. A za pięć lat, kiedy zakończą się wszystkie prace modernizacyjne, będzie ona zaawansowana nie tylko w kraju, ale i na całym świecie. Ciekawie będzie odwiedzić ten nowoczesny zakład produkcyjny i przekonać się na własne oczy, jakie są rezultaty. Jeśli pojawi się taka szansa, nie przegap jej w żadnym wypadku.

Kliknij przycisk, aby zasubskrybować „Jak to jest zrobione”!

Jeśli masz produkcję lub usługę, o której chcesz opowiedzieć naszym czytelnikom, napisz do Aslana ( [e-mail chroniony] ) i sporządzimy najlepszy raport, który zobaczą nie tylko czytelnicy społeczności, ale także serwisu Jak to jest zrobione

Zapisz się także do naszych grup w Facebook, VKontakte,koledzy z klasy i w Google+plus, gdzie będą publikowane najciekawsze rzeczy ze społeczności, a także materiały, których tu nie ma oraz filmy o tym, jak wszystko działa w naszym świecie.

Kliknij na ikonkę i subskrybuj!

Rafineria to przedsiębiorstwo przemysłowe przetwarzające ropę naftową.

Rafineria ropy naftowej jest przedsiębiorstwem przemysłowym zajmującym się przetwarzaniem ropy naftowej i produktów naftowych

Rozwiń zawartość

Zwiń zawartość

Rafineria ropy naftowej - definicja

Rafineria ropy naftowej jest przedsiębiorstwo przemysłowe

Rafineria Nafty jest przedsiębiorstwo przemysłowe, którego główną funkcją jest przetwarzanie ropy naftowej na benzynę, naftę lotniczą, olej opałowy, olej napędowy, oleje smarowe, smary, bitum, koks naftowy i surowce dla przemysłu petrochemicznego. Cykl produkcyjny rafinerii obejmuje zwykle przygotowanie surowców, pierwotną destylację ropy naftowej i wtórną obróbkę frakcji naftowych: kraking katalityczny, reforming katalityczny, koksowanie, visbreaking, hydrokraking, hydrorafinację oraz mieszanie składników gotowych produktów naftowych.

Obecnie głównymi rodzajami produktów rafineryjnych są: benzyna, olej napędowy, nafta, olej opałowy.

Rafinerie ropy naftowej (rafinerie) to zespół instalacji petrotechnologicznych oraz usług pomocniczych i konserwacyjnych zapewniających normalne funkcjonowanie przedsiębiorstwa i produkcję produktów naftowych. Rafineria produkuje produkty naftowe i surowce dla petrochemii, a w ostatnich latach także towary konsumpcyjne. Głównymi cechami rafinerii są: zdolność rafinacji, asortyment produktów i głębokość rafinacji ropy naftowej.

Wydajność przetwarzania. Nowoczesne rafinerie ropy naftowej charakteryzują się dużą wydajnością zarówno całego przedsiębiorstwa (liczoną w milionach ton rocznie), jak i procesów technologicznych. Wydajność rafinerii zależy od wielu czynników, przede wszystkim od zapotrzebowania na produkty naftowe w regionie gospodarczym ich zużycia, dostępności surowców i zasobów energetycznych, odległości komunikacyjnej oraz bliskości sąsiednich podobnych przedsiębiorstw. Oprócz zakładów przetwarzających 5-15 mln ton ropy rocznie, istnieją zakłady gigantyczne przerabiające 20-25 mln ton rocznie i małe zakłady przerabiające 3-5 mln ton rocznie.

Asortyment produkowanych produktów naftowych. Asortyment wytwarzanych produktów naftowych obejmuje z reguły około stu pozycji. Rafinerie, ze względu na wytwarzane przez nie produkty, dzieli się zazwyczaj na następujące grupy: rafinerie paliw, rafinerie oleju opałowego, rafinerie paliwowo-petrochemiczne (zakłady petrochemiczne), rafinerie oleju opałowo-petrochemicznego. Najbardziej rozpowszechnione są rafinerie paliw, ponieważ paliwa silnikowe stanowią największy procent zużycia. Kompleksowe przetwarzanie surowców naftowych (czyli olej opałowo-petrochemiczny) jest bardziej efektywne w porównaniu do wysokospecjalistycznego przetwarzania, np. samego paliwa.

Charakterystyka rafinerii ropy naftowej

Rafinerie ropy naftowej charakteryzują się rodzajem rafinacji ropy naftowej i jej głębokością. Na etapie projektowania rafinerii druga grupa wskaźników determinuje wybór określonych technologii w celu uzyskania odpowiednich produktów rynkowych. Opcje rafinacji ropy naftowej: paliwowa, paliwowo-olejowa i paliwowo-petrochemiczna. Głębokość rafinacji ropy naftowej – uzysk produktów naftowych w przeliczeniu na ropę w% wagowych minus olej i gaz opałowy do pieca.

Profile rafinerii

Dziś granice pomiędzy profilami zacierają się, przedsiębiorstwa stają się coraz bardziej uniwersalne. Na przykład obecność krakingu katalitycznego w rafineriach pozwala na ustalenie produkcji polipropylenu z propylenu, który otrzymuje się w znacznych ilościach podczas krakingu jako produkt uboczny.

W rosyjskim przemyśle rafineryjnym istnieją trzy rodzaje rafinerii ropy naftowej, w zależności od schematu rafinacji ropy naftowej: paliwowe, olej opałowy, paliwowo-petrochemiczne.

Profil paliw rafineryjnych

W rafineriach oleju opałowego głównymi produktami są różnego rodzaju paliwa i materiały węglowe: paliwa silnikowe, oleje opałowe, gazy palne, bitum, koks naftowy itp.

Zestaw instalacji obejmuje: obowiązkowe - destylacja ropy naftowej, reforming, hydrorafinacja; dodatkowo - destylacja próżniowa, kraking katalityczny, izomeryzacja, hydrokraking, koksowanie itp.

Przykłady rafinerii: Rafineria Moskiewska, Rafineria Aczinsk itp.

Zestaw instalacji obejmuje: obowiązkowe - destylacja ropy naftowej, reforming, hydrorafinacja; dodatkowo - destylacja próżniowa, kraking katalityczny, izomeryzacja, hydrokraking, koksowanie itp. W rafineriach oleju opałowego głównymi produktami są różnego rodzaju paliwa i materiały węglowe: paliwa silnikowe, oleje opałowe, gazy palne, bitumy, koks naftowy itp. Odsolone ropa z ELOU dostarczana jest do instalacji destylacji ropy naftowej w próżni atmosferycznej, która w rosyjskich rafineriach oznaczona jest skrótem AVT - rura atmosferyczno-próżniowa. Nazwa ta wynika z faktu, że nagrzewanie surowca przed podziałem na frakcje odbywa się w wężownicach pieców rurowych pod wpływem ciepła spalania paliw i ciepła gazów spalinowych.

AVT dzieli się na dwa bloki – destylację atmosferyczną i próżniową.

1. Destylacja atmosferyczna

Destylacja atmosferyczna przeznaczona jest do selekcji lekkich frakcji oleju – benzyny, nafty i oleju napędowego, wrzących do temperatury 360°C, z których potencjalna wydajność wynosi 45-60% ropy. Pozostałą część destylacji atmosferycznej stanowi olej opałowy.

Proces polega na rozdzieleniu ogrzanego w piecu oleju na osobne frakcje w kolumnie destylacyjnej - cylindrycznej pionowej aparacie, wewnątrz której znajdują się urządzenia kontaktowe (płyty), przez które para przemieszcza się w górę, a ciecz w dół. Kolumny destylacyjne o różnych rozmiarach i konfiguracjach są stosowane w prawie wszystkich instalacjach do rafinacji ropy naftowej; liczba znajdujących się w nich półek waha się od 20 do 60. Ciepło dostarczane jest do dolnej części kolumny, a ciepło odbierane jest z górnej części kolumny, a zatem jest odprowadzane. temperatura w aparacie stopniowo spada od dołu do góry. W rezultacie frakcja benzynowa jest usuwana ze szczytu kolumny w postaci pary, a opary frakcji nafty i oleju napędowego są skraplane w odpowiednich częściach kolumny i usuwane, olej opałowy pozostaje ciekły i jest pompowany od spodu kolumny.

2. Destylacja próżniowa

Destylacja próżniowa przeznaczona jest do selekcji destylatów ropy naftowej z oleju opałowego w rafinerii oleju opałowego lub szerokiej frakcji olejowej (oleju napędowego próżniowego) w rafinerii paliw. Pozostałą część destylacji próżniowej stanowi smoła.

Konieczność selekcji frakcji olejowych w próżni wynika z faktu, że w temperaturach powyżej 380°C rozpoczyna się rozkład termiczny węglowodorów (kraking), a temperatura końcowa wrzenia próżniowego oleju napędowego wynosi 520°C lub więcej. Dlatego destylację prowadzi się pod ciśnieniem resztkowym 40-60 mm Hg. art., który pozwala na obniżenie maksymalnej temperatury w aparacie do 360-380°C. Próżnię w kolumnie wytwarza się za pomocą odpowiedniego sprzętu. Kluczowymi urządzeniami są eżektory pary lub cieczy.

3. Stabilizacja i wtórna destylacja benzyny

Otrzymana w jednostce atmosferycznej frakcja benzynowa zawiera gazy (głównie propan i butan) w ilości przekraczającej wymagania jakościowe i nie może być stosowana ani jako składnik benzyn silnikowych, ani jako benzyna handlowa. Ponadto w procesach rafinacji ropy naftowej, mających na celu zwiększenie liczby oktanowej benzyny i produkcję węglowodorów aromatycznych, jako surowiec wykorzystuje się wąskie frakcje benzyny. Wyjaśnia to włączenie tego procesu do schematu technologicznego rafinacji ropy naftowej, w którym oddestylowuje się skroplone gazy z frakcji benzynowej i destyluje się je na 2-5 wąskich frakcji w odpowiedniej liczbie kolumn. Pierwotne produkty rafinacji ropy naftowej są schładzane wymienniki ciepła, w których ciepło przekazywane jest do napływającego oleju w celu przetworzenia zimnych surowców, dzięki czemu oszczędzane jest paliwo technologiczne, w chłodniach wodnych i powietrznych oraz usuwane z produkcji. Podobny schemat wymiany ciepła stosowany jest w innych jednostkach rafinerii. Nowoczesne jednostki przetwarzania pierwotnego są często łączone i mogą obejmować powyższe procesy w różnych konfiguracjach. Wydajność takich instalacji waha się od 3 do 6 mln ton ropy naftowej rocznie. W zakładach buduje się kilka instalacji do wstępnego przerobu, aby uniknąć całkowitego wyłączenia instalacji w przypadku oddania jednej z instalacji do remontu.

Profil paliw i olejów rafineryjnych

W rafineriach oleju opałowego oprócz różnego rodzaju paliw i surowców węglowych produkowane są smary: oleje ropy naftowej, smary, woski parafinowe itp.

Zespół instalacji obejmuje: instalacje do produkcji paliw oraz instalacje do produkcji olejów i smarów.

Przykłady: Rafineria ropy naftowej w Omsku, Yaroslavnefteorgsintez, Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez itp.

Rafinerie Wołgograd, Ryazan i Fergana działają według schematu przepływowego (wersja olejowa). Różnica w stosunku do wersji paliwowej polega na tym, że nie zachodzi proces termicznego krakingu smoły, a olej opałowy kierowany jest do bloku olejowego, gdzie jest usuwany w kolejnych procesach (w przypadku destylatów: destylacja próżniowa, selektywne oczyszczanie, odparafinowanie). hydrorafinacją (w przypadku pozostałości proces selektywnego oczyszczania poprzedzony jest odasfaltowaniem)) otrzymuje się destylaty i resztkowe oleje bazowe oraz parafinę i cerezynę (w trakcie ich odolejania).

Profil paliwowo-petrochemiczny rafinerii

W rafineriach paliwowych i petrochemicznych oprócz różnego rodzaju paliw i materiałów węglowych produkowane są produkty petrochemiczne: polimery, odczynniki itp.

Zespół instalacji obejmuje: instalacje do produkcji paliw oraz instalacje do produkcji wyrobów petrochemicznych (piroliza, produkcja polietylenu, polipropylenu, polistyrenu, reforming ukierunkowany na produkcję poszczególnych węglowodorów aromatycznych itp.).

Przykłady: Salavatnefteorgsintez; Ufaneftekhim.

Rafinacja petrochemiczna lub kompleksowa rafinacja ropy naftowej obejmuje, obok paliw i olejów, produkcję surowców dla przemysłu petrochemicznego: węglowodorów aromatycznych, parafin, surowców do pirolizy itp., a także produkcję produktów syntezy petrochemicznej Nizhnekamsknefteorgsintez, Salavatnefteorgsintez, Orsknefteorgsintez, Angarskaya działa zgodnie z programem paliwowo-petrochemicznym NHC, Yaroslavnefteorgsintez. Osobliwością tej opcji rafinacji oleju jest to, że nie zachodzi proces krakingu termicznego (w porównaniu z opcją paliwową), ale zachodzi proces pirolizy. Surowcami do tego procesu są benzyna i olej napędowy. Otrzymuje się węglowodory nienasycone: alkeny i alkadieny (etylen, propylen, izobutylen, buteny, izoamylen, amylen, cyklopentadien), które następnie poddaje się ekstrakcji i odwodornieniu (docelowe produkty – diwinyl i izopren), a także węglowodory aromatyczne (benzen, toluen , etylobenzen, ksyleny).

Przygotowanie surowców do procesu krakingu katalitycznego w rafinerii

Celem przygotowania surowców do procesu krakingu katalitycznego jest usunięcie związków heteroatomowych, przede wszystkim związków siarki i azotu oraz zwiększenie zawartości węglowodorów parafinonaftenowych. Uszlachetnianie surowców pozwala na zwiększenie bazy surowcowej procesu i zapewnienie zwiększonego uzysku benzyny o niskiej zawartości siarki przy minimalnym uzysku koksu.

Najbardziej ekonomicznymi procesami są hydrorafinacja i hydrokonwersja próżniowego oleju napędowego. Hydrorafinacja próżniowego oleju napędowego pozwala na redukcję jedynie zawartości w nim związków heteroatomowych. Dlatego też proces ten stosuje się do lekkich olejów napędowych wrzących w zakresie temperatur 360-500°C i zawierających około 50% węglowodorów parafinowo-naftenowych. Podczas hydrokonwersji stosuje się dwa rodzaje katalizatorów, które po pierwsze umożliwiają usunięcie związków siarki i azotu z surowców o temperaturze wrzenia do 600°C, a po drugie umożliwiają uwodornienie węglowodorów aromatycznych. W rezultacie otrzymuje się hydrorafinowany próżniowy olej napędowy (HVGO) o zawartości siarki nie większej niż 0,2% wag. oraz wysoką zawartość węglowodorów parafinowo-naftenowych (60-70%), których kraking katalityczny daje wysoką wydajność benzyny i minimalną wydajność koksu.

W dużych rafineriach o przerobach ropy naftowej powyżej 12 mln ton/rok prowadzone są procesy odasfaltowania smoły propanem lub benzyną lekką, odasfaltowania termoadsorpcyjnego oleju opałowego oraz hydrokonwersji oleju opałowego w układzie trójfazowym (katalizator – olej opałowy – wodór) wykorzystuje się także do przygotowania surowców do krakingu katalitycznego. Dla rafinerii o wydajności poniżej 12 mln ton/rok procesy te są nieopłacalne.

Produkty krakingu katalitycznego. W procesie krakingu katalitycznego powstają następujące produkty (tabela 3.4): suchy gaz, frakcje propanopropylenu i butanobutylenu, benzyna stabilna, lekki olej napędowy i produkty denne (ciężki olej napędowy).

W głównej kolumnie frakcjonującej produkowany jest lekki i ciężki olej napędowy. Pozostałe produkty oddzielane są w sekcjach frakcjonowania gazowego, a następnie oczyszczane ze związków siarki, np. w sekcjach Merox. Wydajność i wskaźniki jakości powstałych produktów podano w tabelach

Gazy węglowodorowe z krakingu katalitycznego zawierają co najmniej 75-80% gazów tłuszczowych – od propanu i propylenu po pentan i amylen. Ponadto zawierają 25-40% izomerycznych (rozgałęzionych) węglowodorów. Stanowią zatem cenny surowiec do szeregu procesów syntezy petrochemicznej. Suchy gaz po oddzieleniu i oczyszczeniu z siarkowodoru za pomocą monoetanoloaminy (MEA) w sekcji frakcjonowania gazu kierowany jest do sieci paliwowej rafinerii z frakcji benzyny, propanopropylenu i butanobutylenu występuje w sekcjach 4000 i 5000 w obecności katalizatora, zasady i tlenu w temperaturze 40-50°C. W wyniku reakcji: silnego działania korozyjnego, zamieniają się w dwusiarczki - związki prawie obojętne. Jak widać z reakcji, całkowita zawartość siarki w produktach nie zmienia się.

Frakcję propanopropylenową można wykorzystać do produkcji polipropylenu i alkoholu izopropylowego, jednak dla Rafinerii Ropy Naftowej Mozyr atrakcyjniejsza jest produkcja na jej bazie eteru diizopropylowego (DIPE), wysokooktanowego, zawierającego tlen składnika benzyny silnikowej Frakcja ta posłuży także do produkcji cennego, wysokooktanowego składnika benzyny – alkilatu. Jest produktem instalacji alkilowania izobutanu butylenami. Ponadto frakcja butano-butylenowa może zostać wykorzystana do syntezy eteru metylowo-tert-butylowego (MTBE), materiałów polimerowych i alkoholi butylowych. Benzyna jest produktem docelowym procesu MSCC i wykorzystywana jest jako składnik do przygotowania całości marki benzyny handlowej. Posiada (tab. 3.6) dość dużą gęstość – od 742 do 745 kg/m3 i liczbę oktanową – od 92 do 94 punktów (wg metody badawczej). To ostatnie wynika ze znacznej zawartości alkenów (10-18% mas.) i arenów (20-30% mas.). Ponadto zawarte w jego składzie alkany, alkeny i areny w co najmniej 65% składają się z węglowodorów o strukturze izomerycznej o podwyższonej liczbie oktanowej. Zatem benzyna z krakingu katalitycznego różni się znacznie składem chemicznym od podobnych produktów innych procesów rafinacji ropy naftowej. Charakterystykę stabilnej benzyny podano w tabeli 3.6.

Jako składniki paliwa kotłowego powszechnie stosuje się lekki olej napędowy i pozostałości po pozostałościach, których uzysk i jakość podano w tabeli 3.7. Zawierają 50-80% wag. składają się z węglowodorów aromatycznych.

Niska liczba cetanowa lekkiego oleju napędowego z reguły nie pozwala na jego zastosowanie jako składnika oleju napędowego. Jeżeli jednak zajdzie taka potrzeba, kraking katalityczny można przeprowadzić w trybie łagodnym (niższe temperatury i szybkości cyrkulacji katalizatora w reaktorze). W tym przypadku liczba cetanowa lekkiego oleju napędowego wzrasta, osiągając 30-35 punktów.

Produkt denny (ciężki olej napędowy, pozostałość po krakingu) wrze w temperaturze powyżej 350°C. Wysoka zawartość w nim oraz w lekkim oleju napędowym wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych może sprawić, że będą one źródłem do produkcji poszczególnych arenów stałych (naftalenu i fenantrenu), a także surowcami do produkcji sadzy (sadzy). W tym celu frakcja o temperaturze 280-420°C wyizolowana z olejów napędowych z krakingu katalitycznego poddawana jest selektywnemu oczyszczaniu, a następnie wytwarzaniu odaromatyzowanego rafinatu i koncentratu aromatycznego. Ta ostatnia stanowi surowiec do produkcji sadzy.

Siarkowodór wytwarzany w kompleksie MSCC transportowany jest do instalacji do produkcji siarki elementarnej w roztworze nasyconej monoetanoloaminy (MEA). Wydajność siarkowodoru wynosi 40-50% zawartości siarki w surowcu.

W procesie krakingu katalitycznego surowców węglowodorowych powstaje produkt uboczny – koks, który spala się w regeneratorze w strumieniu powietrza, zamieniając się w gazy spalinowe. Wydajność koksu zależy od parametrów reżimu technologicznego i jakości surowców i wynosi 4,1-4,6% wag. dla surowców.

Destylacja ropy naftowej w rafinerii ropy naftowej

Po odsoleniu i wodzie olej przygotowany przy użyciu ELOU kierowany jest do destylacji wstępnej w celu rozdzielenia na frakcje destylacyjne, olej opałowy i smołę. Powstałe frakcje i pozostałości z reguły nie spełniają wymagań GOST dla produktów komercyjnych, dlatego do ich uszlachetniania, a także pogłębiania rafinacji ropy naftowej, produkty uzyskane w instalacjach AT i AVT są wykorzystywane jako surowce do wtórnego (niszczącego ) procesy.

Technologia pierwotnej destylacji ropy naftowej ma szereg zasadniczych cech zdeterminowanych charakterem surowców i wymaganiami stawianymi powstałym produktom. Olej jako surowiec do destylacji posiada następujące właściwości:

Ma charakter ciągłego wrzenia,

Niska stabilność termiczna ciężkich frakcji i pozostałości zawierających znaczną ilość złożonych, niskolotnych związków żywiczno-asfaltenowych oraz siarki, azotu i metaloorganicznych, które znacznie pogarszają właściwości użytkowe produktu i komplikują jego późniejszą obróbkę. Ponieważ temperatura stabilności termicznej frakcji ciężkich odpowiada w przybliżeniu granicy temperaturowej podziału oleju napędowego i oleju opałowego wzdłuż krzywej ITC, pierwotną destylację oleju do oleju opałowego prowadzi się zwykle pod ciśnieniem atmosferycznym, a destylację paliwa olej w próżni. Ponadto o wyborze tym decyduje nie tylko stabilność termiczna frakcji oleju ciężkiego, ale także techniczne i ekonomiczne wskaźniki procesu separacji jako całości. W niektórych przypadkach granicę temperatury podziału oleju wyznaczają wymagania dotyczące jakości pozostałości, np. podczas destylacji oleju w celu wytworzenia paliwa kotłowego granica temperatury podziału wynosi około 300 0C, tj. około połowa frakcji oleju napędowego jest pobierana z olejem opałowym w celu uzyskania paliwa kotłowego.

W ostatnich latach w celu poszerzenia zasobów oleju napędowego, a także surowców do krakingu katalitycznego – najważniejszego i opanowanego procesu pogłębiającego rafinację ropy naftowej – w AT i AVT prowadzona jest coraz głębsza selekcja frakcji dieslowej i próżniowego oleju napędowego. jednostek oraz w celu otrzymania paliwa kotłowego o zadanej lepkości, metodą visbreakingu ciężkiej pozostałości po destylacji próżniowej. Zatem kwestia uzasadnienia i wyboru granicznej temperatury podziału oleju zależy od opcji schematów technologicznych przerobu oleju opałowego i opcji rafinacji ropy naftowej w ogóle. Zazwyczaj destylację oleju i oleju opałowego prowadzi się odpowiednio pod ciśnieniem atmosferycznym i w próżni w maksymalnej (bez krakingu) temperaturze ogrzewania surowca z odpędzeniem lekkich frakcji parą wodną. Złożony skład pozostałości po destylacji wymaga także zorganizowania jednoznacznego oddzielenia od nich frakcji destylatów, w tym wysoce skutecznego rozdzielenia faz podczas jednorazowego odparowania surowca. W tym celu montuje się elementy odbojowe, co pozwala uniknąć porywania kropel przez przepływ pary.

Ryż. Schematy ideowe kolumny atmosferycznej do destylacji oleju (a) i kolumny próżniowej do destylacji oleju opałowego (b):

1 - sekcja mocy; 2 - sekcja separacji; 3- złożona kolumna; 4-stronne sekcje odpędowe; 5-dolna sekcja odpędowa;

Ogrzany w piecu olej trafia do sekcji zasilającej 1 kolumny zespolonej 3, gdzie ulega jednokrotnemu odparowaniu, a pary frakcji destylowanej oddzielają się od oleju opałowego w sekcji separacji 2. Opary unoszące się z sekcji zasilającej w kierunku refluksu są rozdzielane przez rektyfikację na frakcje docelowe, a frakcje niskowrzące oddzielane są od oleju opałowego w wyniku odpędzania parą wodną w dolnej sekcji odpędzania 5. Odpędzanie niskowrzących frakcji strumieni bocznych odbywa się w bocznych sekcjach odpędzania (kolumnach) 4 za pomocą pary wodnej lub ogrzewania „martwego”. Nawadnianie w złożonej kolumnie 3 odbywa się poprzez kondensację par w górnej części kolumny i w jej pośrednich sekcjach. W podobny sposób zorganizowany jest proces separacji oleju opałowego w kolumnie próżniowej. Efektywne rozdzielenie faz w części zasilającej złożonej kolumny uzyskuje się poprzez zainstalowanie specjalnych separatorów cieczy i przemywanie strumienia pary przepływającą cieczą. W tym celu dobiera się tryb pracy kolumny w taki sposób, aby refluks Fn przepływał z dolnej sekcji separacji złożonej kolumny do dolnej sekcji odpędowej, której ilość jest określona przez pewien nadmiar odparowania rzutowego. Jeżeli przyjmiemy natężenie przepływu nadmiaru odparowania rzutowego równe Fn = (0,05-0,07)F, to udział destylacji surowca powinien być większy o wartość Fn niż dobór frakcji destylatu przy odpowiedniej organizacji przemywania zderzaki i separacja faz po odparowaniu rzutowym frakcja ciężkiego destylatu zawiera znikomą ilość żywicznych asfaltenów, siarki i związków metaloorganicznych stosowane w przemyśle, pozwalają zapewnić wymagany stopień separacji frakcji destylatu przy optymalnym zużyciu ciepła do tak energochłonnych procesów jak pierwotna destylacja ropy naftowej i oleju opałowego.

Klasyfikacja instalacji pierwotnej destylacji ropy naftowej w rafineriach

Schematy technologiczne instalacji pierwotnej destylacji ropy naftowej dobierane są zazwyczaj do konkretnego wariantu rafinacji ropy naftowej:

Paliwo,

Paliwo i olej.

W płytkiej rafinacji ropy naftowej z wykorzystaniem opcji paliwowej jej destylacja odbywa się w instalacjach AT (rurach atmosferycznych); podczas głębokiego przetwarzania – w instalacjach AVT (atmosferyczno-próżniowych) w wersji paliwowej oraz podczas przetwarzania w wersji olejowej – w instalacjach AVT w wersji olejowej. W zależności od opcji rafinacji oleju uzyskuje się inny asortyment paliw i frakcji olejowych, a w zakładach AT z opcją paliwa płytkiego uzyskuje się komponenty paliw silnikowych oraz resztkowy olej opałowy (paliwo kotłowe). W opcji Deep Fuel w jednostce atmosferycznej pozyskiwane są frakcje benzyny, nafty i oleju napędowego, a olej opałowy poddawany jest dalszej obróbce w instalacjach destylacji próżniowej z wydzieleniem szerokiej frakcji destylowanej i smoły, a następnie następuje ich kraking w paliwie -możliwość rafinacji oleju i obecność w zakładzie instalacji krakingu katalitycznego oraz AVT o dużej wydajności jednostki, wskazane jest zastosowanie kombinowanego schematu technologicznego instalacji pierwotnej destylacji ropy naftowej, który zapewnia jednoczesną lub oddzielną produkcję szerokich i wąskich frakcje olejowe z oleju wraz z frakcjami paliwowymi. Schematyczne diagramy przepływu takich instalacji pokazano na ryc. Według tego schematu rafinacja ropy naftowej odbywa się w trzech etapach: destylacja atmosferyczna do frakcji paliwowych i oleju opałowego, destylacja próżniowa oleju opałowego do otrzymania wąskich frakcji olejowych i smoły oraz destylacja próżniowa mieszaniny oleju opałowego i smoły, lub w celu uzyskania szerokiej frakcji olejowej i ciężkiej pozostałości wykorzystywanej do produkcji smoły.

Ryż. 2. Schematy ideowe instalacji pierwotnej destylacji ropy naftowej dla opcji paliwowej do płytkiego przetwarzania AT (a), opcji paliwowej do głębokiego przetwarzania AVT (b) i opcji oleju opałowego (c):

1 - kolumna atmosferyczna; sekcja 2-odpędowa; 3- kolumna próżniowa;

I-olej; II-lekka benzyna; III-gaz węglowodorowy; IV-ciężki

benzyna; V-para wodna; VI-nafta; VII-lekki olej napędowy; VIII-ciężki olej napędowy; IX - olej opałowy; X-nieskraplające się gazy i para wodna do układu wytwarzającego próżnię; XI - szeroka frakcja olejowa; XII - smoła; XIII - destylat oleju lekkiego; XIV-średni destylat olejowy; XV - destylat ropy ciężkiej.

Zastosowanie dwóch etapów destylacji próżniowej z jednoczesnym lub oddzielnym wytwarzaniem szerokich i wąskich frakcji olejowych daje instalacjom AVT znaczną elastyczność technologiczną. Instalacja AVT w połączeniu z odwodnieniem i odsalaniem oleju, z dwustopniową destylacją próżniową pokazano na rys. 3.

Ryż. 3. Połączony schemat instalacji AVT:

1 - suszarka elektryczna; 2 - kolumna stabilizacyjna; kolumna 3-atmosferyczna;

4 - sekcja odpędowa; 5-próżniowa kolumna pierwszego stopnia; II stopień kolumny 6-próżniowej;

1-olej; II - benzyna stabilna na światło; Gaz skroplony III; IV-gaz węglowodorowy; V - ciężka benzyna; VI-para wodna; VII-nafta; VIII - lekki olej napędowy; IX-ciężki olej napędowy; X-lekki próżniowy olej napędowy; XI - nieskraplające się gazy i para wodna do układu wytwarzającego próżnię; XII - destylat oleju lekkiego; XIII - średni destylat olejowy; XIV - destylat ropy ciężkiej; XV-smoła (do odasfaltowania); XVI - szeroka frakcja olejowa; XVII-ważona smoła (asfalt).

Produkty pierwotnej destylacji ropy naftowej w rafineriach

W zależności od składu oleju, możliwości jego przetworzenia oraz specjalnych wymagań dotyczących frakcji paliwowych i olejowych, skład produktów zakładów pierwotnej destylacji ropy naftowej może być różny. W ten sposób podczas przerobu typowych olejów wschodnich otrzymuje się następujące frakcje (z warunkowymi granicami wrzenia wynikającymi z przeważającej zawartości docelowych składników): benzyna nr. - 140 (180) 0C, nafta 140 (180)-240°C, olej napędowy 240-350 0C, destylat próżniowy (olej napędowy) 350-490°C (500°C) lub wąskie przepływy oleju próżniowego 350-400, 400- 450 i 450-500 0С, pozostałość ciężka > 500°С - smoła Wydajność frakcji paliwowo-olejowych zależy przede wszystkim od składu oleju, czyli od potencjalnej zawartości frakcji docelowych w olejach. Jako przykład w tabeli. W tabeli 8.1 przedstawiono dane dotyczące uzysku frakcji paliwowych i olejowych z olejów Romashkinskaya i Samotlor, które różnią się potencjalną zawartością frakcji paliwowych - zawartość frakcji do 350 °C w tych olejach wynosi około 46 i 50% (maj.) , odpowiednio (tabela 8.1). Rozważmy obszary zastosowań produktów pierwotnej destylacji ropy naftowej i gazu węglowodorowego, składającego się głównie z propanu i butanu. Frakcja propan-butan wykorzystywana jest jako surowiec do instalacji frakcjonowania gazu w celu wydzielenia z niego poszczególnych węglowodorów i produkcji paliwa domowego. W zależności od trybu technologicznego i wyposażenia pierwotnej destylacji ropy naftowej, nową frakcję propan-butan można otrzymać w stanie skroplonym lub gazowym. Frakcja benzynowa n.k. -180°C stosuje się jako surowiec do wtórnej destylacji benzyny (wtórna rektyfikacja). Frakcja naftowa 120-240°C po oczyszczeniu lub wzbogaceniu wykorzystywana jest jako paliwo do silników odrzutowych; frakcja 150-300 0C - jako nafta rozpałkowa lub składnik oleju napędowego. Jako olej napędowy wykorzystuje się frakcję oleju napędowego o temperaturze 180-350°C po oczyszczeniu; możliwe jest otrzymanie składników lekkiego (zimowego) i ciężkiego (letniego) oleju napędowego o odpowiednim składzie frakcyjnym, np. 180-240 i 240-350°C. Frakcja olejów parafinowych o temperaturze 200-220°C wykorzystywana jest jako surowiec do produkcji parafin ciekłych - podstawa do produkcji syntetycznych detergentów. Atmosferyczny olej napędowy 330-360°C jest produktem zaciemnionym, otrzymywanym w instalacji AVT działanie zgodnie z opcją paliwową; stosowany w mieszaninie z próżniowym olejem napędowym jako surowiec do instalacji krakingu katalitycznego. Olej opałowy stanowi pozostałość z pierwotnej destylacji oleju; Lekki olej opałowy (> 330°C) może być stosowany jako paliwo kotłowe, ciężki olej opałowy (> 360°C) może być stosowany jako surowiec do późniejszego przetworzenia na frakcje olejowe na smołę. Obecnie olej opałowy może być również stosowany jako surowiec do instalacji krakingu katalitycznego lub hydrokrakingu (wcześniej był stosowany jako surowiec do instalacji krakingu termicznego). Szeroka frakcja olejowa (olej napędowy próżniowy) 350-500° lub 350-550. °C stosowany jest jako surowiec do instalacji krakingu katalitycznego i hydrokrakingu. Wąskie frakcje olejowe 350-400, 400-450 i 450-500 0C po odpowiednim oczyszczeniu ze związków siarki, wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych i parafin normalnych stosuje się do produkcji smarów oleje Smoła – pozostałość po destylacji próżniowej oleju opałowego – poddawana jest dalszemu przetwarzaniu w celu uzyskania olejów resztkowych, koksu i (lub) bitumu oraz paliwa kotłowego poprzez zmniejszenie lepkości w jednostkach rozbijających lepkość.

Instalacja kombinowana do wstępnej rafinacji ropy naftowej w rafinerii

W większości przypadków destylacja atmosferyczna oleju i destylacja próżniowa oleju opałowego prowadzona jest w jednej jednostce AVT, która często jest połączona z ELOU, a czasami z wtórną jednostką destylacji benzyny. Typowe wydajności krajowych instalacji pierwotnej rafinacji ropy naftowej wynoszą 2, 3, 4, 6 mln ton/rok Poniżej przedstawiono projekt pracy połączonej instalacji ELOU-AVT z sekcją wtórnej destylacji frakcji benzynowej do przetwarzania niestabilnej ropy naftowej, takiej jak Romashkinskaya i selekcji frakcji. temperatura - 62, 62-140, 140-180, 180-220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500°C (pozostałości smoły). Surowiec wchodzący do instalacji zawiera 100-300 mg/l soli i do 2% (maj.) wody. Zawartość niskowrzących gazów węglowodorowych w oleju sięga 2,5% (maj.) oleju. W instalacji zastosowano dwustopniowy schemat odsalania elektrycznego, który pozwala na zmniejszenie zawartości soli do 3-5 mg/l i wody do 0,1% (maj). Schemat technologiczny instalacji przewiduje podwójne odparowanie oleju. Frakcje górne pierwszej kolumny destylacyjnej i głównej kolumny destylacyjnej, ze względu na podobny skład frakcyjny otrzymanych z nich produktów, łączy się i wspólnie przesyła do stabilizacji. Frakcja benzyny nr. K. - 180°C, po ustabilizowaniu jest kierowany do wtórnej destylacji w celu wydzielenia frakcji n. temperatura - 62, 62-140 i 140-180°C. Instalacja alkalizacji przeznaczona jest do alkalicznego oczyszczania frakcji nieżelaznych. temperatura - 62 (składnik benzyny silnikowej) i 140-220°C (składnik paliwa TS-1). Frakcję o temperaturze 140-220°C przemywa się wodą, a następnie suszy w separatorach elektrycznych. Ropa naftowa (Rys. 8.17) pompowana jest w dwóch strumieniach przez wymienniki ciepła, gdzie jest podgrzewana do temperatury 160°C w wyniku odzysku ciepła z gorących produktów naftowych. i przesyłany dwoma równoległymi strumieniami do odwadniaczy elektrycznych 3. Roztwór alkaliczny i demulgator dostarczane są do pomp surowca. W polu elektrycznym wysokiego napięcia emulsja ulega zniszczeniu, a woda oddziela się od oleju. Suszarki elektryczne przeznaczone są do pracy w temperaturze 145-160°C i ciśnieniu 1,4-1,6 MPa. Odsolony i odwodniony olej w dwóch strumieniach jest dodatkowo podgrzewany w wymiennikach ciepła do temperatury 210-250°C i kierowany do pierwszej kolumny destylacyjnej 6. Ze szczytu kolumny strumień szczytowy w fazie gazowej odprowadzany jest do skraplaczy chłodzonych powietrzem i po dodatkowym schłodzeniu w lodówce wodnej do 30-35°C wchodzi do pojemnika 4. Reżim termiczny w kolumnie b utrzymywany jest przez „gorący” strumień pochodzący z pieca 75 o temperaturze 340°C.

Rys.5 Schemat ideowy instalacji kombinowanej ELOU-AVT

o wydajności 6 mln ton/rok oleju siarkowego:

1 - pompy; 2 - wymienniki ciepła; suszarki 3-elektryczne; 4- pojemniki; 5-skraplacze-lodówki; 6- pierwsza kolumna destylacyjna; 7-główna kolumna destylacyjna; 8- kolumny odpędowe; 9 - absorber frakcjonujący; 10- stabilizator; 11, 12 - kolumny frakcjonujące do wtórnej destylacji benzyny; 13- kolumna próżniowa; 14 - urządzenie wytwarzające próżnię; 15-piece;

I-ropa naftowa; olej odsolony II; składniki III-V lekkich produktów naftowych; VI, VII - wąskie frakcje benzyny (nie dotyczy odpowiednio - 62°C i 85-120°C); VIII - produkty rozkładu; IX - destylaty z kolumny próżniowej; X-ostra para wodna; XI-tar; XII- frakcja benzenowa (62-85°C); XIII - frakcja ciężka benzyny (powyżej 120°C); XIV - gaz suchy; XV - bogaty gaz

Pozostała część pierwszej kolumny destylacyjnej 6 – olej częściowo odpędzony – jest podgrzewana w piecu jednostki atmosferycznej instalacji do temperatury 360°C i wchodzi do głównej kolumny destylacyjnej 7, na której szczycie utrzymywane jest ciśnienie 0,15 MPa . W tej kolumnie stosuje się nawadnianie górne ostre i dwa obiegowe. Ze szczytu kolumny uchodzą pary frakcji o temperaturze 85-180°C oraz para wodna, które kierowane są do chłodnic-skraplaczy. Do pojemnika wprowadzany jest kondensat o temperaturze 30-35 0C. Frakcje 180-220°C (III), 220-280°C (IV) i 280-350°C (V) usuwa się z głównej kolumny destylacyjnej 7 w postaci strumieni bocznych przez odpowiednie kolumny odpędowe 8. Frakcje 85 -180°C i 180 -220°C alkalizuje. Frakcje 220-280°C i 280-350°C po ochłodzeniu do 60°C przesyła się do zbiorników. Olej opałowy (produkt dolny głównej kolumny destylacyjnej) podawany jest do pieca 75 bloku próżniowego instalacji, gdzie jest podgrzewany do temperatury 410°C i w tej temperaturze przechodzi do kolumny próżniowej 13. Otrzymana frakcja górna w kolumnie próżniowej, do 350°C, wprowadza się do głównej kolumny destylacyjnej 7. Frakcję o temperaturze 350-500°C usuwa się z kolumny próżniowej w postaci strumienia bocznego. W tej kolumnie zazwyczaj wykorzystuje się jeden pośredni refluks. Smoła z dna kolumny próżniowej jest pompowana przez wymienniki ciepła i chłodnice i przesyłana do zbiorników pośrednich w temperaturze 90°C. Instalacja wykorzystuje głównie urządzenia do chłodzenia powietrzem, co pomaga zmniejszyć zużycie wody.

Instalacja posiada możliwość pracy bez jednostki destylacji próżniowej. W tym przypadku olej opałowy z dna kolumny destylacyjnej 7 jest pompowany przez wymienniki ciepła i lodówki, gdzie jest schładzany do temperatury 90°C i wysyłany do zbiornika na frakcję benzyny szerokiej n.c. - 180°C po podgrzaniu do 170°C wpływa do absorbera 9. Po oddzieleniu suchych gazów w absorberze (XIV) dolny strumień kierowany jest do stabilizatora 10. W absorberze i stabilizatorze utrzymuje się ciśnienie 1,2 MPa. W stabilizatorze 10 produkt dolny absorbera dzieli się na dwa strumienie: górny (do 85°C) i dolny (powyżej 85°C). W kolumnie 77 górny przepływ dzieli się na wąskie frakcje VI (b.c. - 62°C) i XII (62-85°C). Dolny przepływ ze stabilizatora kierowany jest do kolumny 72, w której dzieli się go na frakcję VII (85-120°C) i XIII (120-180°C). Reżim cieplny absorbera regulowany jest dopływem refluksu, który pompowany jest przez piec i powraca w fazie gazowej na dno absorbera. Instalacja może pracować przy wyłączonej destylacji wtórnej. W tym przypadku stabilna benzyna z dna stabilizatora 10 kierowana jest do wymiennika ciepła, skąd przepływa przez lodówkę w celu alkalizacji, a następnie do zbiornika farmy w celu usunięcia śladów wody, frakcji o temperaturze 140-250°C suszy się w separatorach elektrycznych. Na 1 tonę przerobionej ropy zużywa się 3,5-4 m3 wody, 1,1 kg pary wodnej i 27-33 kg paliwa. Instalacja racjonalnie wykorzystuje energię cieplną ze źródeł wtórnych. Wykorzystując ciepło gorących strumieni, wytwarza się około 35 t/h pary pod wysokim ciśnieniem. Instalacja początkowo projektowana była bez jednostki ELOU, w trakcie eksploatacji została doposażona w tę jednostkę. W wielu rafineriach wydajność instalacji w wyniku doposażenia w dodatkowe urządzenia i konstrukcje przekroczyła projekt - 6 mln ton/rok i osiągnęła 7-8 mln ton/rok. Bilans materiałowy instalacji wydajność 6 milionów ton/rok (dla ropy Romashkinskaya) charakteryzuje się danymi w tabeli. Produkty otrzymane podczas pierwotnej destylacji oliwy nie nadają się do sprzedaży i kierowane są do uszlachetniania (hydratacji, odparafinowania) lub do dalszego przetwarzania w drodze niszczycielskich procesów wtórnych. Procesy te zapewniają produkcję cennych komponentów paliwowych i monomerów do syntez petrochemicznych, pogłębionej rafinacji ropy naftowej, a także szerszej gamy produktów rafineryjnych, do których zaliczają się procesy wtórnej destrukcji, obejmujące izomeryzację, reforming, kraking termiczny i katalityczny, hydrokraking, koksowanie i utlenianie smoły. w bitum. W opcji olejowej odpowiednie wąskie frakcje próżniowego oleju napędowego i smoły kierowane są do kolejnych procesów oczyszczania i przygotowania olejów handlowych.

Tym samym, będąc głównym procesem rafinerii o profilu zarówno paliwowym, olejowym, jak i petrochemicznym, pierwotna destylacja ropy naftowej dostarcza surowca dla wszystkich instalacji zakładowych. Jakość separacji oleju – kompletność doboru frakcji, potencjał i klarowność separacji – determinują parametry technologiczne i wyniki wszystkich kolejnych procesów, a w efekcie ogólny bilans materiałowy instalacji i jakość handlowych produktów naftowych.

Kraking oleju w rafinerii

Kraking (ang. cracking, splitting) to wysokotemperaturowa obróbka oleju i jego frakcji w celu uzyskania z reguły produktów o mniejszej masie cząsteczkowej – paliw silnikowych, olejów smarowych itp., a także surowców do przemysł chemiczny i petrochemiczny. Pękanie następuje w wyniku zerwania wiązań CC i powstania wolnych rodników lub karboanionów. Równolegle z rozerwaniem wiązań CC następuje odwodornienie, izomeryzacja, polimeryzacja i kondensacja zarówno substancji pośrednich, jak i wyjściowych. W wyniku dwóch ostatnich procesów, tzw. pozostałość po krakingu (frakcja o temperaturze wrzenia powyżej 350 °C) i koks naftowy.

Pierwsza na świecie instalacja przemysłowa do ciągłego krakingu termicznego ropy została stworzona i opatentowana przez inżyniera V. G. Shukhova i jego asystenta S. P. Gavrilova w 1891 r. (patent Imperium Rosyjskiego nr 12926 z 27 listopada 1891 r.). Wykonano eksperymentalną konfigurację. Rozwiązania naukowo-inżynierskie V. G. Szuchowa powtórzył W. Barton podczas budowy pierwszego zakładu przemysłowego w USA w latach 1915-1918. Pierwsze krajowe zakłady krakingu przemysłowego zostały zbudowane przez V. G. Szukowa w 1934 roku w radzieckiej fabryce krakingu w Baku.

Kraking odbywa się poprzez ogrzewanie ropy naftowej lub jednoczesne poddawanie jej działaniu wysokiej temperatury i katalizatorów.

W pierwszym przypadku w procesie powstają frakcje benzyny (niskooktanowe składniki paliw samochodowych) i oleju napędowego (składniki oleju napędowego okrętów, turbin gazowych i paliw opałowych), wysokoaromatycznego surowca naftowego do produkcji sadzy ( sadza), a także alfa-olefiny (kraking termiczny); kotłownie, a także oleje samochodowe i olej napędowy (visbreaking); koks naftowy, a także gazy węglowodorowe, frakcje benzyny i nafty-oleju napędowego; etylen, propylen, a także węglowodory aromatyczne (piroliza surowca naftowego).

W drugim przypadku w procesie otrzymuje się podstawowe składniki benzyny wysokooktanowej, olejów napędowych i gazów węglowodorowych (kraking katalityczny); frakcje benzynowe, paliwa do silników odrzutowych i napędowych, oleje naftowe, a także surowce do procesów pirolizy frakcji naftowych i reformingu katalitycznego (hydrokrakingu).

Stosowane są także inne rodzaje pirolitycznego rozszczepiania surowców, np. proces wytwarzania etylenu i acetylenu poprzez działanie wyładowań elektrycznych w metanie (elektrokraking), prowadzony w temperaturze 1000-1300°C i pod ciśnieniem 0,14 MPa dla 0,01-0,1 S.

Kraking stosuje się w celu zwiększenia liczby oktanowej benzyny (zwiększenia udziału masowego C8H18).

Podczas krakingu katalitycznego zachodzą także procesy izomeryzacji alkanów.

Wtórna rafinacja ropy naftowej polega na termicznym lub chemicznym rozszczepianiu katalitycznym produktów pierwotnej destylacji ropy naftowej w celu uzyskania większej ilości frakcji benzynowych, a także surowców do późniejszej produkcji węglowodorów aromatycznych – benzenu, toluenu i innych. Jedną z najpowszechniejszych technologii tego cyklu jest pękanie.

W 1891 roku inżynierowie V. G. Shukhov i S. P. Gavrilov zaproponowali pierwszą na świecie instalację przemysłową do ciągłej realizacji procesu krakingu termicznego: ciągły reaktor rurowy, w którym rurami prowadzony jest wymuszony obieg oleju opałowego lub innych ciężkich surowców naftowych, oraz do międzyrurowych ogrzanych gazów spalinowych dostarczane są do pomieszczenia. Wydajność lekkich składników w procesie krakingu, z których można następnie otrzymać benzynę, naftę i olej napędowy, waha się od 40-45 do 55-60%. Proces krakingu umożliwia wytwarzanie komponentów do produkcji olejów smarowych z oleju opałowego.

Kraking katalityczny odkryto w latach 30. XX wieku. Katalizator wybiera z surowca i absorbuje na sobie przede wszystkim te cząsteczki, które dość łatwo mają zdolność odwodornienia (wydzielenia wodoru). Powstałe w tym przypadku nienasycone węglowodory, posiadające zwiększoną zdolność adsorpcji, stykają się z centrami aktywnymi katalizatora. Następuje polimeryzacja węglowodorów, pojawiają się żywice i koks. Uwolniony wodór bierze czynny udział w reakcjach hydrokrakingu, izomeryzacji itp. Produkt krakingu wzbogaca się w lekkie, wysokiej jakości węglowodory, w wyniku czego otrzymuje się szeroką frakcję benzyny i oleju napędowego, które zaliczane są do lekkich produktów naftowych . W rezultacie powstają gazy węglowodorowe (20%), frakcja benzyny (50%), frakcja oleju napędowego (20%), ciężki olej napędowy i koks.

Kraking katalityczny w rafineriach

Kraking katalityczny to proces katalitycznej, destrukcyjnej konwersji ciężkich destylatów frakcji ropy naftowej na paliwa silnikowe i surowce dla przemysłu petrochemicznego, produkcji sadzy i koksu. Proces odbywa się w obecności katalizatorów glinokrzemianowych, w temperaturze 450-530°C i pod ciśnieniem 0,07-0,3 MPa.

Mechanizm większości reakcji krakingu katalitycznego został zadowalająco wyjaśniony w ramach teorii karbokationu łańcuchowego. W warunkach krakingu katalitycznego karbokationy mogą występować jedynie w postaci par jonowych: karbokation - ujemnie naładowany aktywny środek powierzchni.

Chemiczne podstawy procesu. Istota procesów zachodzących podczas krakingu katalitycznego polega na następujących reakcjach:

1) rozkład węglowodorów o dużej masie cząsteczkowej (właściwie kraking);

2) izomeryzacja;

3) odwodornienie cykloalkanów do arenów.

Niszczenie ciężkiego surowca naftowego powoduje powstawanie dodatkowych ilości lekkich paliw silnikowych, z których najważniejszym jest benzyna. Realizacja wszystkich trzech rodzajów reakcji prowadzi do wzrostu liczby oktanowej benzyny: przy tej samej strukturze liczba oktanowa węglowodorów wzrasta wraz ze spadkiem masy cząsteczkowej; liczba oktanowa izoalkanów jest wyższa niż normalnych alkanów, a arenów jest wyższa niż cykloalkanów i alkanów.

Przekształcenia alkanów. W warunkach krakingu katalitycznego alkany ulegają izomeryzacji i rozkładowi na alkany i alkeny o niższej masie cząsteczkowej.

Pierwszy etap procesu łańcuchowego – zarodkowanie łańcucha – może przebiegać na dwa sposoby.

W pierwszej metodzie działaniu poddaje się część cząsteczek alkanu

pierwsze pękanie termiczne. Powstałe alkeny odrywają protony od katalizatora i przekształcają je w karbokationy.

Według drugiej metody tworzenie karbokationu jest możliwe bezpośrednio z alkanu poprzez eliminację jonu wodorkowego pod działaniem centrum protonowego lub katalizatora aprotonowego:

Ze względu na to, że wyodrębnienie jonu wodorkowego z trzeciorzędowego atomu węgla wymaga mniej energii niż z drugorzędowego i pierwotnego atomu węgla, izoalkany pękają znacznie szybciej niż alkany o normalnej budowie. Reakcje rozwoju łańcucha obejmują wszystkie możliwe w danych warunkach reakcje karbokationów. Przykładowo, jeśli w pierwszym etapie procesu powstał pierwotny karbokation C7H15, to najbardziej prawdopodobnym kierunkiem jego przemiany będzie izomeryzacja w trwalsze struktury drugo- i trzeciorzędowe. Ciepło uwolnione podczas izomeryzacji można wykorzystać na rozszczepienie nowego jonu. Zatem proces transformacji karbokationu C7H15 składa się z szeregowo-równoległej przemiany reakcji izomeryzacji i p-rozkładu. Ponieważ rozkład karbokationów alkilowych z utworzeniem pierwszorzędowych i drugorzędowych jonów Ci-C3 jest znacznie trudniejszy niż w przypadku tworzenia jonów trzeciorzędowych o dużej liczbie atomów węgla, szybkość krakingu katalitycznego alkanów wzrasta wraz z wydłużaniem łańcucha. Na przykład podczas krakowania w tych samych warunkach stopień konwersji C5H12 wynosi 1%; C7H16 -3%; С12Н24 - 18%; C16H34 -42%. Łatwość (niska endotermiczność) rozkładu jonów przy wyeliminowaniu trzeciorzędowych karbokationów prowadzi do akumulacji izostruktur w produktach rozkładu alkanów zawierających 7 i więcej atomów węgla. Uwolnione niskocząsteczkowe karbokationy po izomeryzacji oddzielają jon wodorkowy od pierwotnej cząsteczki węglowodoru i cały cykl reakcji się powtarza. Zakończenie łańcucha następuje, gdy karbokation spotyka się z anionem katalizatora.

Szybkość krakingu katalitycznego alkanów jest o 1-2 rzędy wielkości większa niż szybkość ich krakingu termicznego.

Przekształcenia cykloalkanów. Szybkość krakingu katalitycznego cykloalkanów jest zbliżona do szybkości krakingu alkanów o równej liczbie atomów węgla. Główne reakcje cykloalkanów to: otwarcie pierścienia z utworzeniem alkenów i dienów; odwodornienie prowadzące do powstania arenów; izomeryzacja pierścieni i łańcuchów bocznych.

Etap inicjacji – pojawienie się karbokationów – dla węglowodorów nasyconych o budowie cyklicznej i acyklicznej przebiega w ten sam sposób.

Powstałe karbokationy oddzielają jon wodorkowy od cząsteczek cykloalkanu. Eliminacja jonu wodorkowego z trzeciorzędowego atomu węgla jest łatwiejsza niż z drugorzędowego, dlatego głębokość pękania wzrasta wraz z liczbą podstawników w pierścieniu.

Neostruktury (1,1-dimetylocykloheksan) oddzielają jon wodorkowy od węgla wtórnego, dzięki czemu stopień konwersji jest zbliżony do niepodstawionego cykloheksanu.

Rozkład jonu cykloheksylowego może zachodzić na dwa sposoby: poprzez zerwanie wiązań C-C i rozerwanie wiązań C-H.

W wyniku reakcji z rozerwaniem wiązań CC powstają alkeny i alkadieny.

Jon alkenylowy łatwo ulega izomeryzacji do allilu. Najbardziej prawdopodobne reakcje jonu allilowego to oderwanie jonu wodorkowego od cząsteczki macierzystej lub przeniesienie protonu do cząsteczki alkenu lub katalizatora.

Cykloalkeny ulegają krakingowi katalitycznemu znacznie szybciej niż cykloalkany.

Rozkład karbokationu cykloheksylu z rozerwaniem wiązań CH jest energetycznie bardziej korzystny, ponieważ areny powstają poprzez pośrednie struktury cykloalkenowe.

Wydajność arenów sięga 25% lub więcej z produktów przemiany cykloheksanów, a gazy krakingowe cykloalkanów zawierają zwiększoną ilość wodoru w porównaniu do gazów krakingowych alkanów.

Obserwuje się również izomeryzację cykloheksanów do cyklopentanów i odwrotnie. Reakcja przebiega przez protonowany pierścień cyklopropanowy.

Cyklopentany są bardziej stabilne w warunkach krakingu katalitycznego niż cykloheksany. Zatem równowaga jest mocno przesunięta w prawo. Jednakże cykloheksany w tych warunkach ulegają odwodornieniu do arenów. Usunięcie produktu ze sfery reakcji przesuwa równowagę w lewo. Selektywność konwersji cykloheksanu do benzenu lub metylocyklopentanu ostatecznie zależy od katalizatora.

W obecności długich łańcuchów bocznych w cząsteczce cykloalkanu możliwa jest izomeryzacja i dealkilacja łańcucha bocznego.

Bicykliczne cykloalkany aromatyzują w większym stopniu niż monocykliczne. Zatem podczas katalitycznego krakingu dekaliny (500°C) wydajność arenów wynosi w przybliżeniu 33% na przekształconą dekalinę. Jeszcze więcej związków aromatycznych (87,8%) powstaje podczas krakowania tetraliny w tych samych warunkach.

Przekształcenia alkenów. Szybkość krakingu katalitycznego alkenów jest o 2-3 rzędy wielkości większa niż szybkość krakingu odpowiednich alkanów, co tłumaczy się łatwością tworzenia karbokationów z alkenów:

Po dodaniu protonu do cząsteczki alkenu powstaje ten sam jon, co przy usuwaniu jonu wodorkowego z alkanu, co określa wspólność ich reakcji podczas krakingu katalitycznego - izomeryzacji i rozkładu p. Jednocześnie alkeny charakteryzują się także specyficznymi reakcjami redystrybucji wodoru i cyklizacji.

Istota reakcji redystrybucji wodoru polega na tym, że w obecności katalizatorów kwasowych część alkenów traci wodór i przekształca się w związki wielonienasycone, natomiast inna część alkenów ulega uwodornieniu tym wodorem, zamieniając się w alkany.

Alkeny zaadsorbowane na katalizatorze stopniowo tracą wodór. Wysoko nienasycone węglowodory polimeryzują, cyklizują i stopniowo wyczerpując się z wodoru, przekształcają się w koks. Cyklizacja alkenów może prowadzić do powstania cyklopentanów, cyklopentenów i arenów. Pierścienie pięcioczłonowe izomeryzują na sześcioczłonowe, a także aromatyzują.

Metamorfozy areny. Niepodstawione areny są stabilne w warunkach krakingu katalitycznego. Areny podstawione metylem reagują z szybkością podobną do alkanów. Alkilowe pochodne arenów zawierające dwa lub więcej atomów węgla w łańcuchu pękają z w przybliżeniu taką samą szybkością jak alkeny. Główną reakcją alkilowych pochodnych arenów jest dealkilacja. Wyjaśnia to większe powinowactwo pierścienia aromatycznego do protonu niż do jonu alkilowego.

Szybkość reakcji wzrasta wraz ze wzrostem długości łańcucha podstawnika alkilowego, a także w szeregu: C6H5 - Cnerv< < С6Н5 - Свтор < С6Н5 - Стрет, что обусловлено большой устойчивостью образующихся карбкатионоб.

W przypadku arenów podstawionych grupą metylową eliminacja karbokationu jest energetycznie utrudniona, dlatego reakcje dysproporcjonowania i izomeryzacji zachodzą głównie w zależności od położenia podstawników.

Areny policykliczne są silnie sorbowane na katalizatorze i ulegają stopniowej destrukcji oraz redystrybucji wodoru z utworzeniem koksu.

Tak więc koks powstający na powierzchni katalizatora jest mieszaniną wysoce nienasyconych polimerycznych żywicznych alkenów i policyklicznych arenów. Blokuje centra aktywne katalizatora i zmniejsza jego aktywność. W celu usunięcia koksu katalizator poddaje się okresowej regeneracji poprzez utlenianie.

Katalizatory procesowe i alternatywny mechanizm reakcji. Nowoczesne katalizatory krakingu to złożone układy składające się z 10–25% zeolitu Y w postaci pierwiastka ziem rzadkich lub postaci dekationizowanej, równomiernie rozmieszczonej w postaci amorficznej; glinokrzemian i uformowany w mikrosfery lub kulki.

Strukturę zeolitu tworzą czworościany SiO4 i AlO4. Atomy glinu niosą pojedynczy ładunek ujemny, który jest kompensowany przez kationy metali znajdujące się w pustych przestrzeniach sieci krystalicznej. Zeolity z jednowartościowymi kationami są nieaktywne, ponieważ takie kationy całkowicie kompensują ładunek czworościanu Al4. Zastąpienie kationu jednowartościowego kationem dwuwartościowym lub trójwartościowym prowadzi do dekompensacji ładunku i wytwarza duże natężenie pola elektrostatycznego wystarczające do powstania karbokationów w wyniku przemieszczenia pary elektronów. Amorficzny glinokrzemian, w którym rozmieszczony jest zeolit, ma swoje własne działalność. Katalitycznie aktywnymi centrami glinokrzemianów są kwasy Brønsteda i Lewisa. Kwas Brønsteda może być protonem utworzonym z wody chemisorbowanej przez koordynacyjnie nienasycony atom glinu (a), proton grupy hydroksylowej związanej z atomem glinu (b) lub centra donorów protonów mają największe znaczenie, ponieważ całkowicie odwodniony glinokrzemian jest praktycznie nieaktywny. W katalizatorach glinokrzemianowych zawierających zeolit ​​rolą kationu metalu jest najwyraźniej zwiększenie ruchliwości protonu i stabilności miejsc kwasowych Brønsteda, a także utworzenie dodatkowej liczby miejsc kwasowych poprzez protonowanie cząsteczek wody. W rezultacie szybkość reakcji na katalizatorze zawierającym zeolit ​​jest o 2-3 rzędy wielkości większa niż na katalizatorze amorficznym. Jednocześnie katalizatory zawierające zeolit ​​mają wyższą stabilność termiczną i mechaniczną niż czyste zeolity. Jakościowa strona teorii karbokationu zyskała ogólne uznanie. Nie można jednak na jej podstawie przewidzieć wydajności ilościowej produktów nawet przy krakingu poszczególnych związków. Należy zaznaczyć, że istnienie karbokationów na powierzchni katalizatora glinokrzemianowego nie zostało udowodnione eksperymentalnie. Możliwe jest, że cząstkami pośrednimi podczas krakingu katalitycznego nie są karbokationy (p-kompleksy), których powstanie wymaga całkowitego heterolitycznego rozerwania wiązań, ale powierzchniowe związki kompleksowe węglowodorów z centrami aktywnymi katalizatora. Takie związki mogą być p-. kompleksy, których utworzenie wymaga mniej energii niż do utworzenia p-kompleksów Makrokinetyka procesu Kraking katalityczny, jak każdy heterogeniczny proces katalityczny, przebiega w kilku etapach: surowiec przedostaje się na powierzchnię katalizatora (dyfuzja zewnętrzna). , wnika w pory katalizatora (dyfuzja wewnętrzna), ulega chemisorpcji na centrach aktywnych katalizatora i wchodzi w reakcje chemiczne. Następnie następuje desorpcja produktów krakingu i nieprzereagowanych surowców z powierzchni, dyfuzja z porów katalizatora i usunięcie produktów krakingu ze strefy reakcji. O szybkości procesu decyduje najwolniejszy etap. Jeżeli proces zachodzi w obszarze dyfuzji, to jego prędkość w niewielkim stopniu zależy od temperatury. Aby zwiększyć prędkość, konieczne jest zastosowanie katalizatora grubo porowatego lub mocno zmielonego, na przykład pylącego, co zwiększy powierzchnię katalizatora. Jeśli najwolniejszym etapem jest reakcja chemiczna, wówczas prędkość procesu zależy głównie od temperatura. Możliwe jest jednak zwiększenie prędkości poprzez podniesienie temperatury tylko do pewnego poziomu, po którym reakcja wchodzi w obszar dyfuzji. ​​W przypadku krakingu frakcji ropy naftowej opisanie wszystkich reakcji chemicznych jest prawie niemożliwe. Dlatego zwykle ograniczamy się do rozważenia schematów uwzględniających główne kierunki i wynikający z nich efekt pękania. Kinetykę krakingu frakcji ropy naftowej na katalizatorze zawierającym zeolit ​​przedstawia się w większości przypadków równaniem pierwszego rzędu. Dokładniejszy opis kinetyki krakingu katalitycznego frakcji ropy naftowej uzyskuje się za pomocą równań uwzględniających dezaktywację. katalizator podczas reakcji. Szybkość procesu i wydajność produktów krakingu różnią się znacznie w zależności od jakości surowca, właściwości katalizatora i stopnia jego regeneracji, reżimu technologicznego i cech konstrukcyjnych aparatury reakcyjnej krakingu katalitycznego w przemyśle . Kraking katalityczny na katalizatorach glinokrzemianowych jest jednym z procesów o największej skali w przemyśle rafinacji ropy naftowej. Celem procesu jest otrzymanie wysokooktanowej benzyny z destylatów próżniowych różnych olejów wrzących w zakresie temperatur 300-500°C. Kraking katalityczny na katalizatorach zawierających zeolit ​​prowadzony jest w temperaturze 450-530°C pod ciśnieniem zbliżonym do atmosferycznego. (0,07-0,3 MPa). Oprócz benzyny wysokooktanowej w instalacjach krakingu katalitycznego powstają także gazowe węglowodory oraz lekkie i ciężkie oleje napędowe. Ilość i jakość produktów zależy od właściwości przetwarzanych surowców, katalizatora, a także trybu procesu. Gaz węglowodorowy zawiera 75-90% frakcji C3-C4. Stosuje się go po rozdzieleniu w procesach alkilowania, polimeryzacji do produkcji etylenu, propylenu, butadienu, izoprenu, poliizobutylenu, środków powierzchniowo czynnych i innych produktów petrochemicznych. Frakcję benzynową (najlepsza temperatura 195°C) stosuje się jako podstawowy składnik benzyny silnikowej. Zawiera 25-40 arenów, 15-30 alkenów, 2-10 cykloalkanów i alkanów, głównie o izostrukturze 35-60% (wag.). Liczba oktanowa frakcji wynosi 78-85 (wg metody silnikowej). Składniki wrzące powyżej 195°C dzieli się na frakcje. Podczas pracy z opcją paliwa: 195-350°C – lekki olej napędowy i >350°C – ciężki olej napędowy; przy pracy w opcji petrochemicznej: 195-270°C, 270-420°C i pozostała część > 420°C. Lekki olej napędowy (195-350°C) stosowany jest jako składnik oleju napędowego oraz jako rozcieńczalnik przy produkcji oleju opałowego. Liczba cetanowa lekkiego katalitycznego oleju napędowego otrzymywanego z surowca parafinowego wynosi 45-56, z naftenoaromatycznego - 25-35. Frakcję 195-270°C stosuje się jako odczynnik flotacyjny, frakcję 270-420°C stosuje się jako surowiec do produkcji sadzy. Produkty pozostałościowe (>350°C lub >420°C) wykorzystywane są jako składniki paliwa kotłowego lub surowce do procesów krakingu termicznego i koksowania.

Hydrorafinacja oleju w rafinerii ropy naftowej

Hydrorafinację prowadzi się na katalizatorach uwodornienia przy użyciu związków glinu, kobaltu i molibdenu. Jeden z najważniejszych procesów rafinacji ropy naftowej.

Celem procesu jest oczyszczenie frakcji benzyny, nafty, oleju napędowego i próżniowego oleju napędowego ze związków siarki, azotu, substancji smolistych i tlenu. Instalacje do hydrorafinacji mogą być zasilane destylatami pochodzenia wtórnego z instalacji krakingu lub koksowania, gdzie również zachodzi proces uwodornienia olefin. Wydajność istniejących instalacji na terenie Federacji Rosyjskiej waha się od 600 do 3000 tysięcy ton rocznie. Wodór potrzebny do reakcji hydrorafinacji pochodzi z instalacji reformingu katalitycznego lub jest produkowany w specjalnych instalacjach.

Surowiec mieszany jest z gazem zawierającym wodór o stężeniu 85-95% obj., dostarczanym ze sprężarek obiegowych utrzymujących ciśnienie w instalacji. Powstałą mieszaninę podgrzewa się w piecu do temperatury 280-340°C, w zależności od surowca, a następnie wprowadza do reaktora. Reakcja zachodzi na katalizatorach zawierających nikiel, kobalt lub molibden pod ciśnieniem do 50 atm. W takich warunkach związki zawierające siarkę i azot ulegają zniszczeniu z utworzeniem siarkowodoru i amoniaku, a także nasyceniem olefin. W procesie tym, w wyniku rozkładu termicznego, powstaje niewielka (1,5-2%) ilość benzyny niskooktanowej, a podczas hydrorafinacji próżniowego oleju napędowego powstaje także 6-8% frakcji oleju napędowego. W oczyszczonej frakcji oleju napędowego zawartość siarki można zmniejszyć od 1,0% do 0,005% i poniżej. Gazy procesowe są oczyszczane w celu ekstrakcji siarkowodoru, który służy do produkcji siarki elementarnej lub kwasu siarkowego.

Hydrorafinacja produktów naftowych

Hydrorafinacja to proces chemicznej przemiany substancji pod wpływem wodoru pod wysokim ciśnieniem i temperaturą.

Hydrorafinacja frakcji ropy naftowej ma na celu zmniejszenie zawartości związków siarki w handlowych produktach naftowych.

Skutkiem ubocznym jest nasycenie węglowodorów nienasyconych, zmniejszenie zawartości żywic i związków zawierających tlen, a także hydrokraking cząsteczek węglowodorów. Najpopularniejszy proces rafinacji ropy naftowej.

Hydrorafinacji poddawane są następujące frakcje oleju:

1. Frakcje benzynowe (kraking surowy i katalityczny);

2. Frakcje nafty;

3. Olej napędowy;

4. Olej napędowy próżniowy;

5. Frakcje olejowe.

Hydrorafinacja frakcji benzynowych

Rozróżnia się frakcje benzyny poddane hydrorafinacji i frakcje benzyny z krakingu katalitycznego.

1. Hydrorafinacja surowych frakcji benzynowych.

Mający na celu produkcję hydrorafinowanych frakcji benzynowych – surowców do reformingu. Proces hydrorafinacji frakcji benzynowych opiera się na reakcjach wodorolizy i częściowego zniszczenia cząsteczek w środowisku gazu zawierającego wodór, w wyniku czego zawarte w surowcach organiczne związki siarki, azotu, tlenu, chloru i metali przeliczone na siarkowodór, amoniak, wodę, chlorowodór i odpowiednie węglowodory Jakość paliwa przed i po hydrorafinacji:

Jakość paliwa przed i po hydrorafinacji:

Parametry procesu: Ciśnienie 1,8-2 MPa; Temperatura 350-420°C; Zawartość wodoru w VSG - 75%; Szybkość cyrkulacji wodoru 180-300 m3/m3; Katalizatorem jest nikiel - molibden.

Typowy bilans materiałów procesowych:

Parametry procesu: Ciśnienie 1,5-2,2 MPa; Temperatura 300-400°C; Zawartość wodoru w VSG - 75%; Szybkość cyrkulacji wodoru 180-250 m3/m3; Katalizator - kobalt - molibden

Hydrorafinacja oleju napędowego. Hydrorafinacja oleju napędowego ma na celu zmniejszenie zawartości siarki i węglowodorów wieloaromatycznych. Związki siarki spalają się, tworząc dwutlenek siarki, który z wodą tworzy kwas siarkowy – główne źródło kwaśnych deszczy. Poliaromaty zmniejszają liczbę cetanową. Hydrorafinacja próżniowego oleju napędowego ma na celu zmniejszenie zawartości siarki i węglowodorów poliaromatycznych. Hydrorafinowany olej napędowy jest surowcem do krakingu katalitycznego. Związki siarki zatruwają katalizator krakingu, a także pogarszają jakość docelowego produktu benzynowego z krakingu katalitycznego (patrz Hydrorafinacja frakcji benzyny).

Proces Clausa (oksydacyjna przemiana siarkowodoru w siarkę elementarną) podczas rafinacji ropy naftowej w rafineriach

Proces Klausa jest proces katalitycznej utleniającej konwersji siarkowodoru. Źródłem siarkowodoru jest naturalne i przemysłowe. Źródła naturalne obejmują pola naftowe i gazowe, aktywność wulkaniczną, rozkład biomasy itp. Źródła przemysłowe - rafinacja ropy i gazu (procesy hydrorafinacji i hydrokrakingu), metalurgia itp.

Siarkowodór, otrzymywany w procesach uwodornienia do przetwarzania olejów siarkowych i wysokosiarkowych, kondensatów gazowych oraz instalacji oczyszczania amin ropy naftowej i gazów ziemnych, jest zwykle wykorzystywany w rafineriach do produkcji siarki elementarnej, czasami do produkcji kwasu siarkowego.

Metody utylizacji siarkowodoru i produkcji siarki

Ze względu na zaostrzone przepisy ochrony środowiska, do utylizacji kwaśnych gazów powstałych w wyniku regeneracji można zastosować następujące metody:

Zastrzyk do zbiornika (utylizacja);

Przeróbka na siarkę metodą Clausa do produkcji siarki handlowej zgodnie z GOST 127.1 93 ÷ 127,5 93;

Utlenianie H2S w fazie ciekłej w celu wytworzenia siarki niekomercyjnej lub komercyjnej.

Podziemny wtrysk gazu

Podziemne składowanie kwaśnych gazów jako metoda usuwania znalazło szerokie zastosowanie w Ameryce Północnej i jest wdrażane w Europie Zachodniej i na Bliskim Wschodzie. Zatłaczanie w celu wkopania kwaśnego gazu jako produktu odpadowego przeprowadza się do formacji o wystarczającej zdolności absorpcyjnej - np. do formacji nieproduktywnej, do wyeksploatowanych złóż gazu lub ropy, a także do niektórych złóż węglanów lub soli.

Procesy podziemnej utylizacji kwaśnego gazu były aktywnie rozwijane w Kanadzie i USA pod koniec lat 80-tych, kiedy ceny siarki handlowej były niskie (w związku z tym pozyskiwanie niewielkiej ilości siarki handlowej ze złóż było nieopłacalne), a wymogi środowiskowe i kontrola były zawsze bardziej rygorystyczne w odniesieniu do regionów świata produkujących ropę i gaz. W celu wybrania odpowiedniego zbiornika do utylizacji kwaśnych gazów prowadzone są badania geologiczne, w tym modelowanie. Z reguły istnieje możliwość wyboru złoża do konserwacji kwaśnego gazu, o czym świadczy duża liczba zrealizowanych projektów w przemyśle naftowo-gazowym w Ameryce Północnej – około 50 złóż w Kanadzie i 40 złóż w USA. W większości przypadków odwiert zatłaczający zlokalizowany jest w odległości 0,1–4,0 km od instalacji (w niektórych przypadkach do 14–20 km), zbiornik absorpcyjny zlokalizowany jest na głębokości 0,6–2,7 km.

Na przykład z oczyszczalni gazu Shute Creek (pole gazowe LaBarge, USA) pompuje się 1,8–2,5 mln m3/dzień kwaśnego gazu (H2S 70%); Instalacja wtryskowa została oddana do użytku w 2005 roku jako zamiennik instalacji odzysku siarki (procesy Clausa konwersji H2S na siarkę i SCOT dla gazów odlotowych). Dzięki temu wtryskiwanie kwaśnego gazu można z powodzeniem stosować zarówno w małych, jak i dużych instalacjach oczyszczania gazu towarzyszącego i ziemnego.

Metoda zatłaczania kwaśnego gazu do złoża ma wiele cech technicznych. W procesie opracowywania tej metody za granicą zgromadzono znaczne doświadczenie, które można wykorzystać przy realizacji podobnych projektów w Federacji Rosyjskiej i krajach sąsiednich. W Kanadzie na wielu polach proces prowadzony jest w warunkach klimatycznych odpowiadających warunkom Syberii. Organizacje operacyjne i ekologiczne za granicą monitorują możliwe wycieki H2S i CO2 z podziemnych magazynów gazu. Jak dotąd nie zaobserwowano żadnych problematycznych przypadków, a efektywność ekonomiczna i środowiskowa środków wtrysku kwaśnego gazu jest uznawana za dobrą.

Н2S + 0,5О2 → S + Н2О.

Uproszczona chemia procesu jest następująca:

2H2S + 4Fe3+ → 2S+4H+ + 4Fe2+;

4H+ + O2 + 4Fe2+ → 2H2O + 4Fe3+ ;

Н2S + 0,5О2 → S + Н2О.

Jony żelaza w roztworze mają postać kompleksu chelatowego.

Przykładem udanego wdrożenia metody chelatowej jest technologia LO CAT firmy Merichem. Według firmy produktem otrzymanym podczas regeneracji absorbera jest siarka stała („placzek siarki”), zawierająca 60% substancji głównej (w USA można ją stosować jako nawóz). Aby uzyskać czystszy produkt - siarkę techniczną zgodnie z GOST 127.1 93 - schemat technologiczny należy uzupełnić o urządzenia myjące, filtry i topielniki, co zmniejsza koszty chemikaliów, ale zwiększa koszty kapitałowe i operacyjne.

Innym przykładem przemysłowego procesu utleniania w fazie ciekłej jest SulFerox firmy Shell, który jest ogólnie schematycznie podobny do procesu LO CAT i różni się składem odczynnika. Rysunek 2 przedstawia schematyczny diagram procesu LO CAT, Rysunek 3 - proces SulFerox.

Rafinacja ropy naftowej w Rosji w rafineriach

Rafinacją ropy naftowej w Rosji zajmuje się 28 dużych rafinerii ropy naftowej oraz ponad 200 minirafinerii, z których mniej niż połowa działa legalnie. Łączna moc zakładów rafineryjnych w Rosji wynosi 279 mln ton. Największe moce produkcyjne w zakresie rafinacji ropy naftowej znajdują się w Wołdze, Syberii i Centralnym Okręgu Federalnym. W 2004 roku odnotowano, że w tych trzech okręgach przypada ponad 70% ogólnorosyjskich mocy przerobowych ropy naftowej. Główne zakłady produkcyjne zlokalizowane są głównie w pobliżu obszarów konsumpcji produktów naftowych: w europejskiej części kraju – w Riazaniu. , Jarosław, Niżny Nowogród, obwody leningradzkie, terytorium Krasnodaru, na południu Syberii i na Dalekim Wschodzie - w miastach Omsk, Angarsk, Aczyńsk, Chabarowsk, Komsomolsk nad Amurem. Ponadto zbudowano rafinerie w Baszkirii, regionie Samara i regionie Perm - regionach, które kiedyś były największymi ośrodkami wydobycia ropy. Następnie, gdy produkcja ropy naftowej została przeniesiona na Syberię Zachodnią, zdolności rafinacji ropy na Uralu i Wołdze stały się zbędne. Obecnie rynek ropy i produktów naftowych w Rosji jest zdominowany przez kilka koncernów naftowych o pionowo zintegrowanej strukturze, zajmujących się produkcją i przetwarzaniem ropy naftowej. a także sprzedaż produktów naftowych, zarówno w dużych hurtach, jak i poprzez własną sieć zaopatrzenia i dystrybucji. Sytuacja na rynku produktów naftowych całkowicie zależy od strategii koncernów naftowych, która kształtuje się pod wpływem cen ropy, struktury towarowej i geografii popytu. Przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo posiadają ponad 70% mocy przerobowych kraju. Na początku 2010 roku największe zainstalowane moce produkcyjne posiadały Rosnieft' i ŁUKOIL, są także liderami pod względem wolumenu przerobu ropy naftowej, odpowiednio 49,6 mln ton i 44,3 mln ton. W sumie stanowi to prawie 40% surowców przetwarzanych w Rosji.

Historia rafinacji ropy naftowej w Rosji w rafineriach

Większość rafinerii ropy naftowej w Rosji powstała w ciągu dwóch dekad po Wielkiej Wojnie Ojczyźnianej. W latach 1945-1965 uruchomiono 16 rafinerii ropy naftowej.

Przy wyborze lokalizacji pod lokalizację rafinerii kierowaliśmy się przede wszystkim zasadą bliskości obszarów konsumpcji produktów naftowych. Rafinerie w obwodach riazańskim, jarosławskim i gorkowskim skupiały się na Centralnym Regionie Ekonomicznym; w obwodzie leningradzkim - do centrum przemysłowego Leningradu; na terytorium Krasnodaru – dla gęsto zaludnionego regionu Północnego Kaukazu, w obwodzie omskim i Angarsku – na potrzeby Syberii. Jednakże nastąpił również wzrost produkcji produktów naftowych na obszarach wydobycia ropy. Do końca lat 60. głównym regionem wydobycia ropy naftowej w kraju był region Ural-Wołga, a nowe rafinerie ropy naftowej powstały w rejonach Baszkirii, Kujbyszewa i Permu. Rafinerie te pokryły niedobory produktów naftowych na Syberii i innych regionach Rosji, a także w republikach związkowych byłego ZSRR.

W latach 1966-1991 w ZSRR wybudowano 7 nowych rafinerii ropy naftowej, w tym 6 poza RFSRR (w Lisiczańsku, Mozyrzu, Możejkach, Chardzhou, Szymkencie i Pawłodarze). Jedyną nową rafinerią ropy naftowej zbudowaną po 1966 r. na terenie RSFSR była rafineria ropy naftowej Achinsk, która została uruchomiona w 1982 r. Ponadto w 1979 r. zorganizowano rafinację ropy naftowej w Niżniekamsku („Niżniekamsknieftiechim”) w celu zaspokojenia zapotrzebowania na surowce do produkcji petrochemicznej. W latach 90. nastąpił gwałtowny spadek wielkości produkcji rafinacji ropy naftowej. W związku z gwałtownym zmniejszeniem krajowego zużycia ropy naftowej, przy całkowitych zdolnościach przerobu pierwotnego wynoszących 296 mln ton rocznie, w 2000 r. faktycznie przerobiono 168,7 mln ton, co oznacza, że ​​wykorzystanie rafinerii ropy naftowej spadło do 49,8%. Większość rafinerii w dalszym ciągu utrzymywała zacofaną strukturę przerobu ropy naftowej, z niskim udziałem procesów destrukcyjnego pogłębiania oraz procesów wtórnych mających na celu poprawę jakości produktu. Wszystko to doprowadziło do małej głębokości rafinacji ropy naftowej i niskiej jakości wytwarzanych produktów naftowych. Głębokość rafinacji ropy naftowej w 1999 r. w Rosji wynosiła średnio 67,4%, a tylko w Rafinerii w Omsku osiągnęła 81,5%, zbliżając się do standardów zachodnioeuropejskich.

W kolejnych latach pojawiła się zachęcająca tendencja w rafinacji ropy naftowej. W latach 2002-2007 miał miejsce stały wzrost wolumenu rafinacji ropy naftowej, przy średnim rocznym wzroście wynoszącym około 3% w latach 2002-2004 i 5,5% w latach 2005-2007. Średnie obciążenie działających rafinerii do przerobu pierwotnego w 2005 roku wyniosło 80%, wolumen rafinacji wzrósł ze 179 w 2000 roku do 220 mln ton w 2006 roku. Znacząco wzrosły inwestycje w rafinację ropy naftowej. W 2006 roku wyniosły one 40 miliardów rubli, czyli o 12% więcej niż w 2005 roku. Zwiększyła się także głębokość rafinacji ropy naftowej.

W wielu rafineriach prowadzono budowę kompleksów głębokiej rafinacji ropy naftowej. W 2004 roku uruchomiono kompleks hydrokrakingu próżniowego oleju napędowego w Rafinerii Perm (ŁUKOIL), w 2005 roku uruchomiono instalację reformingu katalitycznego o wydajności 600 tys. ton rocznie w Yaroslavnefteorgsintez (Slavneft), kompleks łagodnego hydrokrakingu próżniowego oleju napędowego i krakingu katalitycznego w rafinerii Ryazan Oil Refinery (TNK-BP).

Pod koniec października 2010 roku Grupa TATNEFT oddała do użytku instalację pierwotnej rafinacji ropy naftowej o wydajności 7 mln ton rocznie, będącą częścią budowanego kompleksu rafinerii i zakładów petrochemicznych TANECO w Niżniekamsku. Kompleks koncentruje się na głębokim przeróbce oleju ciężkiego, wysokosiarkowego, z którego planuje się wytwarzać wysokiej jakości produkty naftowe, w tym benzynę i olej napędowy spełniające normę Euro-5. Głębokość przetwarzania wyniesie 97%. Pod koniec 2010 roku Rafineria Nafty w Niżnym Nowogrodzie rozpoczęła produkcję benzyny silnikowej spełniającej normę Euro-4. W styczniu 2011 roku Rafineria Saratów rozpoczęła produkcję oleju napędowego Euro-4.

Ogółem w latach 2008-2010 koncerny naftowe zainwestowały w modernizację rafinerii 177 miliardów rubli. W tym okresie wybudowano sześć nowych i przebudowano dziesięć istniejących z myślą o produkcji wysokiej jakości paliw silnikowych w rafineriach pionowo zintegrowanych koncernów naftowych.

W połowie 2011 roku odnotowano, że w większości dużych rafinerii ropy naftowej w Rosji prowadzone są prace modernizacyjne.

8 lipca 2011 r. Putin odbył spotkanie „O stanie rafinacji ropy naftowej i rynku produktów naftowych w Federacji Rosyjskiej”. Putin stwierdził, że konieczne jest zwiększenie głębokości rafinacji ropy naftowej, tak aby w pełni pokrywała potrzeby krajowego rynku produktów naftowych. Zdaniem Putina należy poważnie podejść do kwestii zwiększenia wolumenu rafinacji ropy naftowej, a konkretnie jej wtórnego przetwarzania, obejmującego takie procesy technologiczne, jak izomeryzacja, reforming i kraking. Zaproponował rozpoczęcie stopniowego ujednolicania stawek celnych na ropę naftową i ciemne produkty naftowe. Początkowo, jak powiedział Putin, proponuje się obniżenie cła eksportowego na ropę do 60% i ustalenie stawki cła eksportowego na produkty naftowe na poziomie 66% stawki cła eksportowego na ropę naftową, a od 2015 roku – zrównanie stawek na olej opałowy i ropa naftowa. Putin powiedział, że proces modernizacji rafinerii ropy naftowej powinien zostać objęty jak najściślejszą kontrolą zarówno przez same przedsiębiorstwa, jak i pod kontrolą państwa, a wszystkie przedsiębiorstwa powinny przedstawić konkretne programy odbudowy i rozwoju rafinerii.

W 2011 roku zawarto trójstronne porozumienia modernizacyjne (koncerny naftowe, rząd i FAS), które przewidują, że do 2015 roku w Rosji będzie produkowane około 180 mln ton lekkich produktów naftowych. W umowach zapisano, że w ramach modernizacji rafinerii do 2020 roku koncerny naftowe przebudują i wybudują w rafinerii 124 jednostki procesów wtórnych. Ministerstwo Energii Rosji zapewnia stałą kontrolę i w ramach swoich kompetencji monitoruje realizację programów modernizacji mocy przerobu ropy naftowej i wprowadzenia nowych mocy wtórnej rafinacji ropy naftowej w celu wypełnienia instrukcji Putina z 8 lipca 2011 r. i 28 grudnia, 2011.

Pod koniec sierpnia 2011 roku Putin podpisał dekret rządowy nr 716 ustanawiający nową procedurę obliczania ceł eksportowych na produkty naftowe. Uchwała została podjęta w ramach wprowadzenia tzw. schematu „60-66”, mającego na celu pobudzenie rozwoju przemysłu i zwiększenie głębokości rafinacji ropy naftowej. Zgodnie z tym schematem od 1 października 2011 roku podwyższono cła na eksport ciemnych produktów naftowych (olej opałowy, benzen, toluen, ksyleny, wazeliny, parafiny i oleje smarowe), a także na olej napędowy od 46,7% cło na ropę naftową do 66%. Jednocześnie obniżono cło eksportowe na ropę naftową w ramach programu 60-66, aby zrekompensować przedsiębiorstwom naftowym koszty, jakie poniosą w związku ze zwiększonymi cłami na produkty naftowe. Wcześniej stawkę obliczano według wzoru „cena ropy na podstawie monitoringu z poprzedniego miesiąca plus 65% różnicy między tą ceną a 182 dolarami za 1 tonę (25 dolarów za 1 baryłkę – cena przyjęta jako główna)”, obecnie formuła uwzględnia 60% różnicy w cenie. Zgodnie z Uchwałą nr 716 od 1 stycznia 2015 roku cło na ciemne produkty naftowe wzrośnie do 100% stawki na ropę naftową, cło na lekkie produkty naftowe nie ulegnie zmianie.

Program modernizacji rafinerii ropy naftowej na rok 2011 został w całości zrealizowany przez koncerny naftowe. Spółka Rosnieft' zrekonstruowała pięć instalacji wtórnego przerobu ropy naftowej: jedną instalację hydrokrakingu, jedną instalację hydrorafinacji oleju napędowego w Rafinerii Nafty w Kujbyszewie oraz trzy instalacje reformingu katalitycznego w rafineriach ropy naftowej w Kujbyszewie, Syzraniu i Komsomolsku. Ponadto w 2011 roku przed terminem uruchomiono instalację izomeryzacji w rafinerii OAO Slavneft-YANOS o wydajności 718 tys. ton rocznie. Na koniec 2011 roku spółka przekroczyła nawet plan produkcji paliw, który był podstawą umów modernizacyjnych. Tym samym wyprodukowano o 1,8 mln ton oleju napędowego więcej niż zapowiadano. Zastępca szefa FAS Anatolij Gołomolzin powiedział: „W rzeczywistości rosyjskie firmy po raz pierwszy od wielu lat zaczęły poważnie angażować się w rafinację ropy. Nie uważali w ogóle za konieczne inwestowania w modernizację i woleli prostsze sposoby. Produkowali na przykład olej opałowy i eksportowali go. Jednak po zrównaniu ceł eksportowych na ciemne i jasne produkty naftowe napędzanie oleju opałowego stało się nieopłacalne. Obecnie z ekonomicznego punktu widzenia ciekawsze jest wytwarzanie produktów o głębszym stopniu przetworzenia. Co więcej, obecny system podatku akcyzowego zachęca producentów ropy do wytwarzania wyższej jakości produktów na bazie oleju lekkiego”.

Według stanu na wiosnę 2012 roku trwały prace przy przebudowie i budowie 40 instalacji, których uruchomienie planowane jest na lata 2013-2015; Budowa zakładów przetwórstwa wtórnego, której oddanie do użytku zaplanowano na lata 2016-2020, znajdowała się głównie na etapie planowania lub projektowania podstawowego.

W połowie 2012 roku stwierdzono, że modernizacja rafinerii przebiega w ramach przyjętego programu.

Pod koniec 2012 roku rosyjski przemysł rafineryjny ustanowił rekord wolumenu przerobu ropy naftowej w ciągu ostatnich 20 lat i po raz pierwszy od pięciu-sześciu lat uniknął jesiennego kryzysu na rynku benzyn.

Źródła artykułu „Rafineria ropy naftowej jest”

ru.wikipedia.org - wolna encyklopedia

ngfr.ru - wszystko o ropie i gazie

youtube.ru - hosting wideo

newchemistry.ru - schematy blokowe rafinerii ropy naftowej

ecotoc.ru - technologie środowiskowe

atexnik.ru - portal edukacyjno-informacyjny

newsruss.ru - rosyjski przemysł rafinacji ropy naftowej

Najważniejszym surowcem dla rosyjskiego przemysłu jest ropa naftowa. Zagadnienia związane z tym zasobem zawsze uważano za jedne z najważniejszych dla gospodarki kraju. Rafinacją ropy naftowej w Rosji zajmują się wyspecjalizowane przedsiębiorstwa. Następnie rozważymy bardziej szczegółowo cechy tej branży.

Informacje ogólne

Krajowe rafinerie ropy naftowej zaczęły pojawiać się już w 1745 roku. Pierwsze przedsiębiorstwo założyli bracia Chumelov nad rzeką Uchtą. Produkowała naftę i oleje smarowe, które były wówczas bardzo popularne. W 1995 r. pierwotny przerób ropy naftowej wyniósł już 180 mln ton. Do głównych czynników lokalizacji przedsiębiorstw działających w tej branży zaliczają się surowce i dobra konsumpcyjne.

Rozwój przemysłu

Główne rafinerie ropy naftowej pojawiły się w Rosji w latach powojennych. Do 1965 roku utworzono w kraju około 16 mocy produkcyjnych, czyli ponad połowę obecnie działających. W okresie transformacji gospodarczej lat 90. nastąpił znaczny spadek produkcji. Było to spowodowane gwałtownym spadkiem krajowego zużycia ropy. W rezultacie jakość produktów była dość niska. Współczynnik głębokości konwersji również spadł do 67,4%. Dopiero w 1999 roku Rafinerii Omsk udało się zbliżyć do standardów europejskich i amerykańskich.

Współczesne realia

W ciągu ostatnich kilku lat rafinacja ropy naftowej zaczęła osiągać nowy poziom. To zasługa inwestycji w tej branży. Od 2006 roku wyniosły one ponad 40 miliardów rubli. Ponadto znacznie wzrósł współczynnik głębokości konwersji. W 2010 roku dekretem Prezydenta Federacji Rosyjskiej zakazano przyłączania do autostrad przedsiębiorstw, dla których nie osiągnięto 70%. Głowa państwa wyjaśniła to stwierdzeniem, że tego typu zakłady wymagają poważnej modernizacji. W całym kraju liczba takich miniprzedsiębiorstw sięga 250. Do końca 2012 roku planowano budowę dużego kompleksu na końcu rurociągu biegnącego przez Syberię Wschodnią do Pacyfiku. Jego głębokość przetwarzania miała wynosić około 93%. Liczba ta będzie odpowiadać poziomowi osiąganemu w podobnych przedsiębiorstwach amerykańskich. Przemysł rafineryjny, który jest w dużej mierze skonsolidowany, znajduje się pod kontrolą takich firm jak Rosnieft', Łukoil, Gazprom, Surgutnieftiegaz, Basznieft' itp.

Znaczenie branży

Dziś wydobycie i rafinacja ropy naftowej uważane są za jedną z najbardziej obiecujących gałęzi przemysłu. Liczba zaangażowanych w nie dużych i małych przedsiębiorstw stale rośnie. Rafinacja ropy i gazu przynosi stabilne dochody, co pozytywnie wpływa na sytuację gospodarczą całego kraju. Przemysł ten jest najbardziej rozwinięty w centrum stanu, w obwodach Czelabińska i Tiumeń. Produkty naftowe cieszą się zainteresowaniem nie tylko w kraju, ale także za granicą. Obecnie przedsiębiorstwa produkują naftę, benzynę, lotnictwo, rakiety, olej napędowy, bitum, oleje silnikowe, olej opałowy i tak dalej. Prawie wszystkie rośliny powstały przy wieżach. Dzięki temu rafinacja i transport ropy naftowej odbywają się przy minimalnych kosztach. Największe przedsiębiorstwa zlokalizowane są w Wołdze, Syberii i Centralnych Okręgach Federalnych. Rafinerie te odpowiadają za około 70% wszystkich mocy produkcyjnych. Wśród regionów kraju Baszkiria zajmuje wiodącą pozycję w branży. Przerób ropy i gazu odbywa się w Chanty-Mansyjsku w obwodzie omskim. Przedsiębiorstwa działają również w regionie Krasnodaru.

Statystyki według regionu

W europejskiej części kraju główne zakłady produkcyjne zlokalizowane są w rejonie Leningradu, Niżnego Nowogrodu, Jarosławia i Ryazania, na terytorium Krasnodaru, na Dalekim Wschodzie i południowej Syberii, w miastach takich jak Komsomolsk nad Amurem, Chabarowsk, Achinsk , Angarsk, Omsk. Nowoczesne rafinerie powstały w regionie Perm, regionie Samara i Baszkirii. Regiony te zawsze były uważane za największe ośrodki wydobycia ropy naftowej. Wraz z przeniesieniem produkcji na Syberię Zachodnią, potencjał przemysłowy w regionie Wołgi i Uralu stał się zbędny. W 2004 roku Baszkiria stała się liderem wśród podmiotów Federacji Rosyjskiej w pierwotnym przetwarzaniu ropy naftowej. W tym regionie wielkość ta kształtowała się na poziomie 44 mln ton. W 2002 roku rafinerie Baszkortostanu odpowiadały za około 15% całkowitego wolumenu rafinacji ropy naftowej w Federacji Rosyjskiej. To około 25,2 mln ton. Następne miejsce zajął region Samara. Dostarczyła krajowi około 17,5 mln ton. Następne pod względem wielkości były obwody leningradzkie (14,8 mln) i omskie (13,3 mln). Łączny udział tych czterech podmiotów wyniósł 29% ogólnorosyjskiego przerobu ropy naftowej.

Technologia rafinacji ropy naftowej

Cykl produkcyjny przedsiębiorstw obejmuje:

• Przygotowanie surowców.
• Pierwotna rafinacja ropy naftowej.
• Destylacja wtórna frakcji.

W nowoczesnych warunkach rafinacja ropy naftowej prowadzona jest w przedsiębiorstwach wyposażonych w skomplikowane maszyny i urządzenia. Pracują w warunkach niskiej temperatury, wysokiego ciśnienia, głębokiej próżni i często w agresywnym środowisku. Proces rafinacji ropy naftowej obejmuje kilka etapów w połączonych lub oddzielnych jednostkach. Przeznaczone są do wytwarzania szerokiej gamy produktów.

Czyszczenie

Na tym etapie przetwarzane są surowce. Ropa pochodząca z pól poddawana jest oczyszczaniu. Zawiera 100-700 mg/l soli i wody (poniżej 1%). Podczas oczyszczania zawartość pierwszego składnika doprowadza się do 3 mg/l lub mniej. Udział wody jest mniejszy niż 0,1%. Czyszczenie odbywa się w elektrycznych zakładach odsalania.

Klasyfikacja

Każda rafineria ropy naftowej stosuje chemiczne i fizyczne metody przetwarzania surowców. Dzięki temu drugiemu uzyskuje się rozdział na frakcje oleju i paliwa lub usunięcie niepożądanych, złożonych pierwiastków chemicznych. Rafinacja oleju metodami chemicznymi pozwala na otrzymanie nowych komponentów. Transformacje te są klasyfikowane:

Główne etapy

Głównym procesem po oczyszczeniu w ELOU jest destylacja atmosferyczna. Podczas tego procesu selekcjonowane są frakcje paliwowe: benzyna, olej napędowy i paliwo do silników odrzutowych, a także nafta oświetleniowa. Podczas destylacji atmosferycznej oddzielany jest również olej opałowy. Wykorzystywany jest albo jako surowiec do dalszego głębokiego przetworzenia, albo jako element paliwa kotłowego. Następnie frakcje są rafinowane. Poddawane są hydrorafinacji w celu usunięcia związków heteroatomowych. Benzyny poddawane są reformingowi katalitycznemu. Proces ten stosowany jest w celu poprawy jakości surowców lub otrzymania poszczególnych węglowodorów aromatycznych – surowca dla przemysłu petrochemicznego. Te ostatnie obejmują w szczególności benzen, toluen, ksyleny i tak dalej. Olej opałowy poddawany jest destylacji próżniowej. Proces ten pozwala na otrzymanie szerokiej frakcji oleju napędowego. Surowiec ten poddawany jest późniejszej obróbce w instalacjach krakingu hydro- lub katalitycznego. W efekcie otrzymuje się komponenty paliw silnikowych oraz wąskie frakcje destylatu oleju. Następnie kierowane są do kolejnych etapów oczyszczania: obróbki selektywnej, odparafinowania i innych. Po destylacji próżniowej pozostaje smoła. Może być stosowany jako surowiec do głębokiego przerobu w celu uzyskania dodatkowych ilości paliw silnikowych, koksu naftowego, asfaltów budowlanych i drogowych lub jako składnik paliwa kotłowego.

Metody rafinacji ropy naftowej: hydrorafinacja

Ta metoda jest uważana za najczęstszą. Hydrorafinacją stosuje się do przerobu olejów siarkowych i wysokosiarkowych. Metoda ta pozwala na poprawę jakości paliw silnikowych. W trakcie procesu usuwane są związki siarki, tlenu i azotu, a surowce olefiny uwodornia się w środowisku wodorowym na katalizatorach glinowo-kobaltowo-molibdenowych lub niklowo-molibdenowych pod ciśnieniem 2-4 MPa i temperaturze 300-400°C. stopni. Innymi słowy, hydrorafinacja rozkłada materię organiczną zawierającą azot i siarkę. Reagują z wodorem krążącym w układzie. W rezultacie powstaje siarkowodór i amoniak. Powstałe połączenia są usuwane z systemu. Podczas całego procesu 95-99% surowca przekształca się w oczyszczony produkt. Jednocześnie powstaje niewielka ilość benzyny. Aktywny katalizator podlega okresowej regeneracji.

Kraking katalityczny

Zachodzi bez ciśnienia w temperaturze 500-550 stopni na katalizatorach zawierających zeolit. Proces ten uznawany jest za najbardziej efektywny i pogłębia rafinację ropy naftowej. Wynika to z faktu, że podczas niego do 40-60% wysokooktanowego składnika benzyny silnikowej można otrzymać z wysokowrzących frakcji oleju opałowego (próżniowego oleju napędowego). Ponadto emitują gazy tłuszczowe (około 10-25%). Ta z kolei wykorzystywana jest w zakładach alkilowania czy wytwórniach estrów do produkcji wysokooktanowych komponentów benzyn samochodowych lub lotniczych. Podczas krakingu na katalizatorze tworzą się osady węgla. Gwałtownie zmniejszają jego aktywność - w tym przypadku zdolność pękania. Aby przywrócić element poddawany jest regeneracji. Najbardziej powszechne są instalacje, w których katalizator krąży w złożu fluidalnym lub fluidalnym i w ruchomym strumieniu.

Reforming katalityczny

Jest to nowoczesny i dość powszechnie stosowany proces produkcji benzyny nisko- i wysokooktanowej. Przeprowadza się go w temperaturze 500 stopni i ciśnieniu 1-4 MPa w środowisku wodoru na katalizatorze aluminiowo-platynowym. Za pomocą reformingu katalitycznego przeprowadza się przede wszystkim chemiczne przemiany węglowodorów parafinowych i naftenowych w węglowodory aromatyczne. W rezultacie liczba oktanowa znacznie wzrasta (do 100 punktów). Do produktów otrzymywanych w wyniku reformingu katalitycznego zaliczają się ksyleny, toluen i benzen, które następnie wykorzystywane są w przemyśle petrochemicznym. Wydajność reformatu wynosi zazwyczaj 73-90%. W celu utrzymania aktywności katalizator jest okresowo regenerowany. Im niższe ciśnienie w układzie, tym częściej wykonywana jest renowacja. Wyjątkiem jest proces platformowania. Podczas tego procesu katalizator nie podlega regeneracji. Cechą charakterystyczną całego procesu jest to, że odbywa się on w środowisku wodoru, którego nadmiar usuwany jest z układu. Jest znacznie tańszy niż ten uzyskiwany specjalnie. Nadmiar wodoru wykorzystuje się następnie w procesach uwodornienia w rafinacji ropy naftowej.

Alkilowanie

Proces ten umożliwia otrzymanie wysokiej jakości komponentów benzyn samochodowych i lotniczych. Opiera się na interakcji węglowodorów olefinowych i parafinowych w celu wytworzenia wyżej wrzącego węglowodoru parafinowego. Do niedawna przemysłowe modyfikacje tego procesu ograniczały się do katalitycznego alkilowania butylenu izobutanami w obecności kwasu fluorowodorowego lub siarkowego. W ostatnich latach oprócz wskazanych związków zaczęto stosować propylen, etylen, a nawet amyleny, a w niektórych przypadkach mieszaniny tych olefin.

Izomeryzacja

Jest to proces, podczas którego parafinowe, niskooktanowe węglowodory przekształcają się w odpowiadające im frakcje izoparafinowe o wyższej liczbie oktanowej. W tym przypadku stosuje się głównie frakcje C5 i C6 lub ich mieszaniny. W instalacjach przemysłowych, w odpowiednich warunkach, można uzyskać aż 97-99,7% produktów. Izomeryzacja zachodzi w środowisku wodoru. Katalizator podlega okresowej regeneracji.

Polimeryzacja

Proces ten polega na przekształceniu butylenów i propylenu w oligomeryczne ciekłe związki. Wykorzystuje się je jako składniki benzyny silnikowej. Związki te stanowią także surowiec do procesów petrochemicznych. W zależności od materiału źródłowego, trybu produkcji i katalizatora, objętość wyjściowa może wahać się w dość szerokich granicach.

Obiecujące wskazówki

W ciągu ostatnich dziesięcioleci szczególną uwagę poświęcono łączeniu i wzmacnianiu mocy produkcyjnych w zakresie pierwotnej rafinacji ropy naftowej. Kolejnym bieżącym obszarem jest realizacja instalacji o dużej wydajności do planowanego pogłębienia przerobu surowca. Dzięki temu zmniejszony zostanie wolumen produkcji oleju opałowego, a zwiększona zostanie produkcja lekkiego paliwa silnikowego, produktów petrochemicznych dla chemii polimerów i syntezy organicznej.

Konkurencyjność

Przemysł rafinacji ropy naftowej jest dziś bardzo obiecującym przemysłem. Cechuje się dużą konkurencyjnością zarówno na rynku krajowym, jak i międzynarodowym. Własne moce produkcyjne pozwalają nam w pełni pokryć potrzeby na terenie państwa. Jeśli chodzi o import, to odbywa się on w stosunkowo małych ilościach, lokalnie i sporadycznie. Rosja jest dziś uważana za największego eksportera produktów naftowych wśród innych krajów. Wysoka konkurencyjność wynika z całkowitej dostępności surowców oraz stosunkowo niskiego poziomu kosztów dodatkowych zasobów materialnych, energii elektrycznej i ochrony środowiska. Jednym z negatywnych czynników w tym sektorze przemysłu jest technologiczna zależność krajowej rafinacji ropy naftowej od zagranicy. Oczywiście nie jest to jedyny problem, jaki istnieje w branży. Na szczeblu rządowym stale trwają prace nad poprawą sytuacji w tym sektorze przemysłu. W szczególności opracowywane są programy modernizacji przedsiębiorstw. Szczególne znaczenie w tym obszarze ma działalność dużych koncernów naftowych i producentów nowoczesnych urządzeń produkcyjnych.

RAFINERIA ROPY NAFTOWEJ, rafineria (a. rafineria ropy naftowej; n. Erdolraffinerie, Erdolverarbeitungswerk; f. raffinerie de Petrole; i. Rafineria de Petroleo) to przedsiębiorstwo przemysłowe produkujące paliwa płynne, oleje, bitum, koks, parafinę, cerezynę z ropy naftowej, węglowodory aromatyczne, kwasy organiczne, siarka lub kwas siarkowy, rozpuszczalniki i surowce petrochemiczne. Rafinerie prowadzą odsalanie, odwadnianie i stabilizację ropy naftowej, pierwotną (atmosferyczną i próżniową) destylację ropy naftowej, selektywne oczyszczanie, odparafinowanie i doczyszczanie olejów, odasfaltowanie smoły, reforming katalityczny, hydrorafinację, hydrokraking, koksowanie opóźnione, kraking katalityczny , alkilowanie izobutanu olefinami, izomeryzacja i frakcjonowanie gazów.

Pierwszą rafinerię ropy naftowej w Rosji zbudowano na rzece Uchta w 1745 r. Rafinerię z alembikami wsadowymi zbudowali po raz pierwszy na świecie chłopi pańszczyźniani, bracia Dubinin, na Kaukazie Północnym w pobliżu Mozdoku w 1823 r. Pierwsza ropa naftowa rafineria została zbudowana w 1849 roku w Titusville (Pensylwania). W 1869 roku w Baku istniały 23 rafinerie ropy naftowej. Za pomocą dyszy V.G. Szuchowa zaczęto stosować olej opałowy jako paliwo do kotłów parowych w 1880 roku. W oparciu o destylację próżniową oleju opałowego zaczęto otrzymywać oleje smarowe. Od 1891 roku zaczęto wykorzystywać ciągłe rafinerie rurowe. W 1913 r. Rosja przerobiła 9 mln ton ropy, głównie w Baku i Groznym, a także w Jarosławiu, Ferganie i Bałachnie. W latach 1918-40 zbudowano rafinerie ropy naftowej w Ufie, Ishimbay, Syzran i Kujbyszewie. W 1937 r. CCCP przerobiła 26,4 mln ton ropy.

W skład rafinerii wchodzą: punkty odbioru ropy naftowej, zbiorniki ropy naftowej, przepompownie, instalacje do przeróbki ropy naftowej, parki produktów pośrednich, rurociągi technologiczne, parki towarowe, obiekty pomocnicze, usługi zaopatrzenia w wodę i energię elektryczną.

W rafineriach stosowane są technologie rafinacji ropy naftowej: paliwa z płytkiej rafinacji ropy naftowej, paliwa z głębokiej rafinacji ropy naftowej, paliwa i ropy naftowej, paliwowo-petrochemiczne. Dwie pierwsze produkują benzynę, naftę lotniczą i oświetleniową, olej napędowy i turbiny gazowe, paliwa piecowe i kotłowe (uzysk paliw lekkich według pierwszego schematu wynosi nie więcej niż 40-45%, paliwa kotłowego do 50-55%, według drugiego – do 72-75% paliwo kotłowe produkowane jest wyłącznie na potrzeby własne rafinerii). W ramach schematu olej opałowy, oprócz paliw, na bazie asfaltów i ekstraktów produkowane są oleje smarowe, parafiny i cerezyny; Zgodnie ze schematem paliwowo-petrochemicznym rafineria posiada specjalny zakład produkcji petrochemicznej (patrz Kompleks petrochemiczny).

Technologia rafineryjna obejmuje: elektroodsalanie w celu usunięcia nadmiaru wody i soli z oleju, destylację pierwotną w celu otrzymania frakcji paliwowych i olejowych, destylację wtórną benzyny w celu uzyskania wąskich frakcji benzynowych i benzyny wysokooktanowej, reforming katalityczny w celu otrzymania węglowodorów aromatycznych i wysokooktanowych składniki benzyn silnikowych, ekstrakcja węglowodorów aromatycznych (benzen, toluen, ksylen), hydrorafinacja heteroatomowych związków frakcji nafty i oleju napędowego, destylaty próżniowe, oleje, benzyny surowe i wtórne, opóźnione koksowanie ciężkich pozostałości do produkcji koksu naftowego, kraking katalityczny frakcji ciężkiego oleju napędowego w celu otrzymania wysokooktanowych składników benzyn oraz surowców do produkcji sadzy, frakcji gazowych zawierających olefiny, hydrokraking ciężkich surowców pod wysokim ciśnieniem wodoru w celu wytworzenia dodatkowych ilości lekkich produktów naftowych. W celu wytworzenia wysokooktanowych komponentów benzyn samochodowych i lotniczych z lekkich frakcji węglowodorowych (butan-butylen, propan-propylen, izobutan) izobutan poddaje się alkilowaniu olefinami. Izomeryzacja węglowodorów niższych parafin (butan, pentan, heksan, lekkie frakcje benzyny) prowadzona jest w celu otrzymania wysokooktanowych składników benzyn silnikowych i surowców do produkcji kauczuku syntetycznego, frakcjonowanie gazowe gazów rafineryjnych prowadzi się w celu uzyskania światła frakcje węglowodorowe o wysokiej czystości. Produkcja olejów polega na oczyszczaniu selektywnymi rozpuszczalnikami (odasfaltowanie smoły, obróbka odasfaltowanego oleju i destylatu próżniowego rozpuszczalnikami), odparafinowaniu rafinatów, selektywnym oczyszczaniu i uwodornieniu lub oczyszczaniu kontaktowym odparafinowanych olejów. Produkcja parafin obejmuje oddzielanie parafin ciekłych od frakcji oleju napędowego poprzez odparafinowanie mocznika lub adsorpcję na sitach molekularnych, produkcję parafin stałych poprzez odolejanie gazu lub wazeliny – produktów ubocznych olejów odparafinowanych lub z destylatów olejów silnie woskowych poprzez prasowanie filtracyjne i pocenie, doczyszczanie kwasem siarkowym, metody adsorpcji lub uwodornienia. Aby otrzymać bitum, przeprowadza się głęboką destylację próżniową oleju opałowego i wysokotemperaturowe utlenianie pozostałości powietrzem.

Główne metody stosowane w rafineriach: rektyfikacja, kraking, reforming, hydrorafinacja, hydrokraking, odasfaltowanie, selektywna ekstrakcja, odparafinowanie, adsorpcja.

W CCCP moc poszczególnych instalacji w rafineriach wynosi (mln ton/rok): pierwotna destylacja ropy naftowej 0,6-6; hydrorafinacja paliwa 0,9-2; kraking katalityczny 0,25-2; reforming katalityczny 0,3-1; koksowanie 0,6; produkcja asfaltu 0,125-0,75; odasfaltowanie 0,25; czyszczenie kontaktowe olejów 0,33; selektywne oczyszczanie 0,265-0,6; odparafinowanie olejów 0,25; frakcjonowanie gazu 0,4.

Całkowita moc rafinerii w rozwiniętych krajach kapitalistycznych wynosi około 3 miliardy ton/rok, z czego 34,5% znajduje się na Zachodzie, 25,5% w USA, 9,4% w Japonii. 38% wszystkich rafinerii zlokalizowanych jest w USA. Rafinerie amerykańskie w 1983 r. wyprodukowały (mln ton): 273,5 benzyny, 49,4 nafty i paliwa do silników odrzutowych, 124,6 oleju napędowego, 10,9 olejów, 36,4 bitumu, 16,6 koksu.