Оглавление

ВВЕДЕНИЕ.              2

Сущность нефтеперерабатывающего производства              3

Крекинг.              8

КАТАЛИЗАТОРЫ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБOТКИ              11

Каталитические процессы при стабилизации газовых конденсатов              15

Технологии “Цеоформиинг”и “Цеосин”              21

Цеоформинг              21

ТЕХНОЛОГИЯ  «ЦЕОФОРМИНГ»              25

Промышленное применение процесса «Цеоформинг»              26

Экспертиза технологии              26

ТЕХНОЛОГИЯ  «ЦЕОСИН»              28

Преимущества процесса «Цеосин»              28

Основные показатели процесса «Цеосин»              29

Список литературы:              30

ВВЕДЕНИЕ.

В современной химической и нефтехимической промышленности практически все важнейшие технологические процессы являются каталитическими. катализ, главный элемент научно-технического прогресса химической промышленности , определяет уровень экономической эффективности применяемого технологического процесса. Основной задачей промышленного катализа является разработка катализаторов , имеющих большую каталитическую активность , высокую селективность и длительный срок службы.

В настоящее время нефть служит  основным источником энергии и сырья для нефтехимической и химической промышленности. однако мировые запасы нефти ограничены и оцениваются по одним данным в 135-140 млрд тонн , по другим 200-350 млрд тонн, перспективные запасы нефти оцениваются 560-850 млрд тонн. При ежегодной добычи нефти в 3,5 млрд тонны ее запасов хватит лишь на 40-50 лет. Запасов же угля и газа человечеству хватит примерно на 300-500 лет. В связи с этим назрела уже сейчас острая необходимость в развитии работ по получению химических топлив , низших олефинов, ароматических углеводородов, и других ценных органических веществ из дешевого сырья – угля, природного и попутного газа, метанола, синтез газа.

В середине 70-х годов за рубежом появились первые работы о новом процессе превращения одноатомных спиртов и их эфиров в компоненты моторных топлив . практическое применение процесс превращения метанола в углеводороды приобрел в результате работ исследователей фирмы “Мобил ойл”, которые в качестве катализаторов использовали новые высококремнеземные цеолиты ZSM-5, ZSM-11? ZSM-12 и другие.

Кроме получения  бензина из метанола, синтез-газа эти цеолиты могут быть применены в ряде других процессов: получение диметилового эфира, низших олефинов, ксилолов, этилбензола, дурола и других ценных органических соединений.

Сущность нефтеперерабатывающего производства
Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:
1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;
2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);
3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).
Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.
Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.
В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

Поставка и приём нефти
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы. Температура процесса - 100-120°С.

Первичная переработка нефти
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.

1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы (рис.7).

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

Продукты первичной переработки нефти

*) - н.к. - начало кипения
**) - к.к. - конец кипения

Крекинг.

Процесс крекинга подразделяется на термический и каталитический крекинг.

Основная реакция, которая протекает при процессе крекинга, это реакция расщепления. Как правило, для установок крекинга используется тяжёлое углеводородное сырьё. Таковыми являются продукты вакуумной перегонки с установок первичной переработки нефти. Это вакуумные дистиллятные фракции, иногда мазут атмосферной перегонки и гудрон (для установок висбрекинга, которые являются продолжателями термического крекинга). Сырьё, в основном, состоит из парафиновых углеводородов нормального и циклического строения (нафтенов).

Под воздействием высокой температуры длинные молекулы, например алканов С20, разлагаются на более короткие - от С2 до С18. Углеводороды С5-С9 - это бензиновая фракция, С10-С15 - дизельная. При этом одновременно происходит перераспределение процентного содержания углерода и водорода в сырье и продуктах. Но процесс термического крекинга, по ряду причин, изжил себя. На смену ему пришёл другой термический процесс - висбрекиг, у которого несколько другие цели, в частности - получение котельного топлива из гудрона.

На современном этапе развития нефтеперерабатывающей промышленности процесс каталитического крекинга приобретает особое значение, так как позволяет перерабатывать различные нефтяные фракции, в том числе тяжелые дистилляты, в продукты пригодные для использования в качестве моторных, дизельных, котельных топлив, сырья для нефтехимического производства, технологии резиновых изделий, а так же продукты ароматического строения.

Процесс каталитического крекинга нефтяных фракций в кипящем слое микросферического цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора является одним из наиболее крупнотоннажных процессов нефтепереработки и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современного НПЗ топливного профиля. Этот процесс актуален ещё и потому, что, являясь вторичным, существенно влияет на глубину переработки нефти и позволяет получить суммарный выход светлых нефтепродуктов до 85-87% за счёт выработки компонентов высокооктанового бензина, дизельного топлива, бутан-бутиленовой и пропан-пропиленовой фракций, а так же сухого газа (фр. С1-С2) используемого в качестве топлива для нужд НПЗ. На современном этапе развития нефтепереработки именно широкое использование вторичных процессов позволяет нефтеперерабатывающим предприятиям значительно сократить переработку сырой нефти, при этом, не только сохранив ассортимент выпускаемой продукции, но и значительно его увеличив.

Процесс каталитического крекинга является основным процессом, направленным на углубление переработки нефти, как за рубежом, так и в России. Целевым назначением процесса является получение высококачественного компонента автомобильных бензинов с октановым числом 91-93 (ИМ).

При каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракциями (сырье для производства высокооктанового эфира МТБЭ, алкилата и других ценных компонентов моторного топлива). Установки каталитического крекинга являются так же поставщиком сырья для производства высококачественного кокса и завода технического углерода.

За длительный период своего развития, начиная с 30-х годов, каталитический крекинг значительно совершенствовался как в отношении способа контакта сырья и катализатора (в стационарном слое, в движущемся слое шарикового катализатора, в "кипящем" слое микросферического катализатора), так и в отношении применяемых катализаторов (таблетированные катализаторы на основе природных глин, шариковые синтетические алюмосиликаты, микросферические алюмосиликаты, в том числе и цеолитсодержащие). Эти усовершенствования влекли за собой радикальные изменения технологии процесса в целом, позволившие увеличить выход целевого продукта - компонента автобензина от 30-40% до 50-55% массы.

Достигнутый процесс обеспечил вовлечение в переработку все более тяжелого сырья: если на первой стадии развития крекингу подвергались керосино-газойлевые фракции, а затем - вакуумные газойли (наиболее распространенный вариант и в настоящее время), то за последние годы все возрастает число установок, использующих в качестве сырья нефтяные остатки: мазуты, деасфальтизаты и их смеси с вакуумными дистиллятами.

Сущность процесса каталитического крекинга основана на расщеплении высокомолекулярных углеводородных соединений на более мелкие молекулы с перераспределением освобождающегося по месту разрыва связи "углерод-углерод" водорода в присутствии микросферического цеолитсодержащего катализатора.

        олефины;

        алкилбензолы с боковой цепью С3 или длиннее (боковая цепь удаляется с образованием бензола и соответствующего олефина);

        нафтены (разрыв кольца и образование сложных продуктов);

        полиметилароматические производные;

        незамещенные ароматические углеводороды (эти соединения очень стабильны и почти не поддаются крекингу).

Постадийно процесс каталитического крекинга может быть представлен следующим образом:

        поступление сырья к поверхности катализатора;

        хемосорбция на активных центрах катализатора;

        химическая реакция на поверхности катализатора;

        десорбция продуктов крекинга и непрореагировавшей части сырья с поверхности и частично из внутренних пор катализатора;

        вывод продуктов крекинга из зоны реакции на последующую их ректификацию.

Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга, являются:

        свойства применяемого для крекирования катализатора;

        температура процесса;

        кратность циркуляции катализатора (отношение количества катализатора к определенному количеству сырья);

        продолжительность контакта сырья с катализатором;

        качество крекируемого сырья.

Для обеспечения максимального выхода целевых продуктов и минимального количества побочных, а также для достижения высоких технико-экономических показателей процесса катализатор крекинга должен иметь следующие основные свойства:

        высокую активность, определяющую большую глубину превращения исходного сырья при прочих равных условиях;

        высокую избирательность, которая оценивается способностью катализатора ускорять реакции в требуемом направлении, снижать скорость побочных реакций;

        стабильность. Стабильность активности, избирательности и механических свойств катализатора в процессе эксплуатации особенно важна в системах с кипящим слоем катализатора. Катализатор должен быть стойким к истиранию, растрескиванию и давлению вышележащих слоев, а также не должен изнашивать аппаратуру;

        высокую степень регенерации, характеризующуюся способностью быстро и многократно восстанавливать свою активность и избирательность при окислительной регенерации без нарушения поровой структуры и разрушения частиц.

Используемый микросферический цеолитсодержащий катализатор в значительной степени отвечает всем вышеперечисленным требованиям, предъявляемым к катализаторам крекинга.

КАТАЛИЗАТОРЫ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБOТКИ, ускоряют каталитический крекинг, гидрообессеривание, гидрокрекинг, гидродеароматизацию, риформинг и др. Катализаторы крекинга - гл. обр. цеолитсодержащие; обычно микросферические (пылевидные) с размером частиц 20-100 мкм. Содержат 12-25% по массе цеолита типа Y в декатионир. форме с РЗЭ (остаточное кол-во Na2O < 1%) и 35-50% Al2О3. Основные физико-химические показатели: насыпная масса 0,7-0,9 г/см3, уд. объем пор 0,4-0,5 см3/г, средний радиус пор 3,0-4,0 нм, степень превращения стандартного сырья на катализаторе, стабилизированном обработкой водяным паром при 775 °С в течение 6 ч (индекс стабильной активности), 48-55%. Основной способ получения состоит из следующих последовательных операций: введение в гель или золь SiO2 цеолита и (или) каолина, гомогенизация смеси, активация растворами солей РЗЭ, распылит. сушка, в процессе которой происходит формирование частиц катализатора, и прокаливание. В так называемых гелевых схемах получения для удаления ионов Na из матрицы катализатора гель промывают до или после распылит. сушки. Использование такого катализатора в современных установках обеспечивает получение 42-48% по массе высокооктанового бензина, 15-20% легкого газойля и 12-20% газа при расходе катализатора 0,1-0,5 кг/т переработанного сырья. Катализатор регенерируют нагреванием при 700-760 °С до остаточного содержания кокса 0,05-0,15%. При этом для дожигания СО в регенераторе к основному катализатору добавляют специальный (0,05-0,1% Pt на Al2О3), позволяющий увеличить глубину выжигания кокса, повысить на 3-5% выход бензина и полностью исключить выбросы СО в атмосферу. Особенность т. наз. золевой технологии - формирование структуры гранул и осуществление гелеобразования в процессе распылит. сушки суспензии, содержащей все необходимые компоненты катализатора. На заключительной стадии м.б. использована промывка катализатора с целью более полного удаления ионов Na. По этой технологии обычно получают высокоглиноземные катализаторы, содержащие до 50% Al2О3, а также более 20% ультрастабильного цеолита типа Y в декатионир. форме с РЗЭ. Используют их обычно для крекинга мазута. При получении шариковых катализаторов сначала формуют шарики алюмосиликата с одновременным введением суспензии цеолита, которые далее подвергают синерезису, катионному обмену, активации и термической обработке. Такой катализатор с диаметром частиц 3-6 мм содержит (в % по массе): 10-11 Al2О3, 84-87 SiO2, 0,2-0,4 Fe2O3, 3,5-3,7 РЗЭ (La2O3), 0,27-0,3 Na2O; насыпная масса 0,68-0,69 г/см3, удельный объем пор 0,5-0,53 см3/г, средний диаметр пор 7,0-8,0 нм, индекс стабильной активности 49-55%. Средний срок сменяемости промышленного катализатора крекинга 5-6 лет. Катализаторы гидрообессеривания нефтепродуктов -  алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые, содержащие (в % по массе): 2-7 СоО (NiO), 12-20 МоО3, 63-76 Al2О3. Основной промышленный способы получения - соосаждение гидроксидов металлов в водной суспензии Al(ОН)3 или пропитка водными растворами солей металлов сформованного и прокаленного носителя. По первому способу полученную каталитическую массу отжимают на фильтре, промывают водой, упаривают, формуют, сушат и прокаливают; по второму - из Al(ОН)3 готовят носитель с заданной пористой структурой в виде прокаленных гранул, на которые затем наносят металлы адсорбцией из водных растворов солей, сушат и прокаливают. Активность катализаторов, приготовленных методом пропитки, как правило, выше, чем полученных методом соосаждения. Выпускают катализаторы обычно в оксидной форме. Перед использованием в них вводят серу: осернение с помощью H2S (3-10% по массе) проводят в газовой фазе в токе Н2 при ступенчатом повышении температуры в интервале 300-370 °С; осернение с помощью сырья, содержащего 1-2% по массе сераорганическое соединение, - при 270-330 °С, скорость подъема температуры 12-25°/ч; при использовании для осернения элементарной серы в реактор поверх слоя катализатора загружают 3-8% по массе S, нагревают до 120-140°С при 0,5-0,7 МПа, через 2-2,5 ч т-ру повышают до 180-200°С, давление до 2-2,5 МПа и выдерживают 2-3 ч. Такие катализаторы характеризуются насыпной массой 500-800 кг/м3, уд. объемом пор 0,4-0,7 см3/г, диаметром пор 4,0-8,0 нм. Некоторые катализаторы гидрообессеривания содержат промоторы - SiO2, TiO2, ZrO2 и др. в кол-ве до 10% по массе. Степень обессеривания сырья 70-99%. Срок службы катализатора 2-6 лет с числом регенераций 1-3. Катализаторы деароматизации - в основном металлы VIII гр. (Ni, Pt, Pd, Rh, Ru), нанесенные в кол-ве 0,4-1% по массе на Al2О3, цеолит или др., а также сульфиды Ni, Co, Мо и W. Металлические катализаторы на Al2О3 наиб. активны, однако чувствительны к контактным ядам, поэтому требуется предварительная очистка сырья от сераорганических соединений; металлические катализаторы на цеолитах можно использовать для переработки сырья с содержанием сераорганических соединений до 0,2% по массе. Сульфидные катализаторы не восприимчивы к контактным ядам. Металлические катализаторы на Al2О3 получают пропиткой сформованного и прокаленного носителя водными растворами солей, цеолитсодержащие - введением металла (металлов) в цеолитный компонент катионным обменом с последующим формованием и термообработкой, а также нанесением металла на внешнюю поверхность цеолитных кристаллов с последующим формованием со связующим (-Al2О3) и термообработкой или нанесением металла на связующее с последующим формованием с цеолитом. Общая стадия - подготовка цеолита (декатионирование, катионный обмен, деалюминирование). Для получения термостабильного цеолитного компонента с низким содержанием Na2O применяют ступенчатое деалюминирование с использованием комплексообразователя или одновременным деалюминирование и катионный обмен при повышенной температуре. Цеолитсодержащие катализаторы активируют термообработкой в атмосфере Н2, О2, воздуха или инертного газа, в результате которой происходит удаление воды и формирование активной металлической фазы в мелкодисперсном состоянии. Катализаторы, предназначенные для переработки сернистого сырья, подвергают предварительному осернению аналогично катализатору гидрообессеривания. Катализаторы гидрокрекинга полифункциональны, т. к. обеспечивают одновременной протекание реакций крекинга, гидрирования, изомеризации, гидрообессеривания. В зависимости от целевой направленности процесса, технологии и вида сырья применяют один полифункциональный катализатор или систему катализаторов. Для гидрокрекинга вакуумного газойля с преимуществ. получением бензиновых фракций наиболее эффективны катализаторы на основе поливалентных катионных форм цеолита типа Y со степенями декатионирования 45-60% и катионного обмена с РЗЭ 40-45%. Гидрирующую функцию в таких катализаторах выполняют металлы Pt-группы или оксиды Ni(Co) и Мо; для усиления крекирующей функции в катализатор вводят галогениды или оксиды металлов, а также проводят деалюминирование цеолита. Для получения реактивных и дизельных топлив наиб. эффективны цеолитсодержащие катализаторы на основе декатионированнных форм фожазитов с РЗЭ в сочетании с оксидами Ni, Mo и Al, а также катализаторы на основе гидросиликатов Ni, Co и Mg. Для гидрокрекинга прямогонных бензинов применяют катализатор, содержащий до 60% по массе цеолита типа Y с РЗЭ в сочетании с оксидами Ni и Мо, нанесенными на Al2О3. Процесс селективного гидрокрекинга высокопарафинистого сырья проводят на цеолитах со специфическим молекулярно-ситовым действием по отношению к парафинам (морденит, эрионит, оффретит, высококремнеземистые цеолиты типа пентасила. Катализаторы состоят из 60-70% по массе модифицированного цеолита (обычно в Н- или катионной форме), гидрирующего металла [обычно металла Pt-группы в количестве 0,1-10% или оксидов Ni(Co), Mo(W) в количестве 2-10% по массе] и связующего (обычно Al2О3). На высококремнеземистых цеолитах или на катализаторах типа эрионита при 340-400 °С, 3-4 МПа и объемной скорости 1,5-2,5 ч из прямогонных фракций или бензольно-толуольных рафинатов получают бензин А-76 с выходом 85-95%. В аналогичных условиях гидрокрекингом вакуумного газойля высокопарафинистых нефтей в присутствии катализаторов на основе высококремнеземистых цеолитов получают основу турбинных, трансформаторных, изоляционных и индустриальных масел. Катализаторы риформинга полифункциональны. Гидрирующую и дегидрирующую функцию осуществляют металлы VIII гр. (Pt, Pd), кислотную - носитель (Al2О3), в который обычно вводят галоген. В промышленных установках применяют алюмоплатиновые (содержание Pt 0,5-0,65% по массе, галогена 0,7-1,75%), а также би- или полиметаллич. катализаторы - алюмоплатиновые (0,3-0,4% по массе Pt), промо-тированные Re, Ir, Ge, Pb, Sn и др. металлами. Получают катализаторы риформинга обычно пропиткой носителя раствором платинохлористоводородной кислотыты H2[PtCl6].6H2O; промоторы вводят в катализатор в виде водных растворов солей. Для всех катализаторов риформинга требуется глубокая очистка сырья от соединений серы [до (1-4).104% по массе] и осушка циркуляция газа [содержание влаги не более (4-5).105% по массе].

Каталитические процессы при стабилизации газовых конденсатов

Газовые конденсаты получают в результате разделения попутных неф­тяных газов в газовых сепараторах. Жидкая фракция представляет собой фракцию жидких углеводородов с температурой конца кипения до 360°С. В зависимости от месторождения нефти содержание в газовых конденсатах бензиновых фракций (н.к. — 200°С) может достигать 75–85%, а их октановое число, как правило, составляет 40–50 пунктов по моторному методу.

После фракционирования и отделения дизельного топлива бензиновая фракция может быть подвергнута риформированию в каталитических процессах, которые получили название «Цеоформинг» и «С-форминг». В качестве катализаторов используют цеолиты, а процесс проводят в адиабатических полочных реакторах со стационарным слоем при температуре 350–450°С и давлении до 1,5 МПа. Время работы катализатора в реакционном цикле составляет 450–500 ч при времени регенерации 80 ч. Срок службы катализатора — не менее 1 года. Технологическая схема процесса зависит от принятого варианта, состава сырья, заданной мощности. Технико-экономические показатели производства также определяются мощностью установки, вариантом переработки, составом сырья, местом размещения установки. Средние удельные капитальные затраты составляют $15 тыс. на 1 т сырья, средняя удельная стоимость переработки без стоимости сырья — $7,5 тыс./т. Средняя окупаемость затрат — 6 месяцев работы установки.

С экологической точки зрения газоконденсат представляет собой легковоспламеняемую жидкость. Высокая взрывоопасность газоконденсата характеризуется низкими значениями НКПВ, их паров в воздухе, устойчивостью к рассеиванию тяжелых паров в атмосфере и сравнительно большой скоростью распространения пламени в паровоздушных смесях.

Пары тяжелых углеводородов, выделяемые при стабилизации, а затем при испарении газоконденсата, значительно тяжелее воздуха. Поэтому в безветренную погоду они стелятся по поверхности земли, скапливаются в низких местах по рельефу местности и медленно рассеиваются, создавая иногда на большой территории скопление взрывоопасных смесей паров и воздуха с очень низкими значениями НКПВ. НКПВ паров стабильных газоконденсатов обычно равен 1,1–1,3% (по объему).

Объем добычи и переработки газовых конденсатов постоянно увеличивается как в России, так и за рубежом. Одной из основных проблем переработки газовых конденсатов до настоящего времени остается наличие в их составе высокотоксичных сероводорода и меркаптанов (табл. 1).

Наличие этих высокотоксичных соединений обуславливает необходимость стабилизации конденсатов перед стадией их переработки. Эта стабилизация обычно проводится в режиме дебутанизации, при которой практически весь наиболее токсичный метилмеркаптан полностью удаляется из конденсата. Необходимость такой стабилизации обусловлена неизбежным образованием токсичных сернисто-щелочных сточных вод, вероятное попадание которых в биосферу может привести к серьезным экологическим последствиям. Именно поэтому для обеспечения безопасности производства и получения высококачественных нефтепродуктов, не содержащих таких токсичных соединений серы как сероводород и меркаптаны, и используют процесс стабилизации.

Стабилизация газового конденсата (на примере Карачаганакского газоконденсата на ОАО Уфимский НПЗ) позволяет довести глубину его переработки до 96%. Кроме того, возрастает на 17–20% выработка высокооктанового бензина и экологически чистого дизельного топлива на 5–6%.

В настоящее время существует несколько технологических решений по очистке газовых конденсатов от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов.

Наиболее интересным представляется процесс селективной демеркаптанизации газовых конденсатов, который основан на каталитическом окислении воздухом низкомолекулярных меркаптанов С1-С3 до ди­сульфидов:

2RSH+0,5O2>RSSR+H2O

В качестве катализатора используют 0,005%-ный раствор фталоцианина кобальта (PcCo) в 10–20%-ном водном растворе едкого натра. Воздух для окисления подают в 1,5-кратном избытке по отношению к стехиометрии. Процесс проводят при температуре 50–60°С при давлении 1,2 МПа для достижения полного растворения воздуха в жидкой фазе. По оценке специалистов, этот катализатор в 2–4 раза активнее и стабильнее по сравнению с катализаторами Merox, применяемыми для этих же целей фирмой UOP.

Эффективными катализаторами жидкофазного окисления H2S кислородом могут являться и сульфонаты фталоцианина кобальта — CoPc(SO3Na)n (в ряде случаев с добавлением растворимой соли Mn2+–MnSO4, MnCl2), которые позволяют проводить процесс в стационарном режиме при рН=8.

Процесс селективной демеркаптанизации газовых конденсатов получил сокращенное название ДМС-1. Установки ДМС-1 обычно имеют мощность по сырью около 4 млн. т./год. Расход катализатора — 0,05 г/т, расход щелочи — 50 г/т. Процесс обеспечивает удаление низкомолекулярных меркаптанов (С1-С3) до остаточного содержания менее 5 ppm (табл. 2). Некоторой модификацией процесса ДМС-1 является процесс ДМС-3, который был успешно внедрен для очистки Карачаганакского конденсата от меркаптанов С1-С4 и сероводорода.

Использование для этих же целей некаталитического процесса — окисления газоконденсата диоксидом хлора представляется менее перспективным по экологическим соображениям.

Из некаталитических методов перспективным может оказаться непосредственное окисление газоконденсата кислородом или кислородсодержащим газом в пенно-эмульсионном режиме с последующим разделением конечных продуктов на органическую и водную части, в которую переходят сульфоны и сульфоксиды. Образующиеся при этом растворы сульфоксидов и сульфокислот, обладающие сильными поверхностно-активными свойствами, могут быть использованы при обезвоживании и депарафинизации нефти, а также в качестве эффективных флотореагентов. Метод апробирован для переработки газоконденсата Карачаганакского месторождения.

Образующиеся в ходе процесса сернисто-щелочные стоки могут быть локально очищены с использованием процесса Серокс-W. Суть процесса заключается в жидкофазном окислении сернистых соединений кислородом воздуха до менее вредных продуктов (сульфата и тиосульфата) в присутствии гетерогенного катализатора — углеродно-волокнистого материала в виде тканого полотна, свернутого в рулоны вместе с металлической сеткой. При температуре 60–80°С и давлении 0,4–0,5 МПа на поверхности катализатора происходит окисление сульфидной и меркаптановой серы кислородом воздуха. Очищенные стоки после охлаждения до 40°С поступают на биоочистные сооружения.

Процесс обеспечивает степень окисления сульфидной и меркаптановой серы до 99,5%. Технология Серокс-W реализована на ряде НПЗ (Уфимском, Куйбышевском, Ярославском) на установках мощности до 30 м3/ч. Остаточное содержание сульфида натрия не менее 20 мг/л. Срок службы катализатора не менее 5 лет.

При всей несомненной важности решения проблемы стабилизации газовых конденсатов необходимо иметь в виду, что извлекаемые при стабилизации продукты, считающиеся «вредными» органические соединения серы (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др.), в действительности представляют собой ценные продукты (или полупродукты), обладающие специфическими свойствами и широкими возможностями применения в различных областях: обогащении полиметаллических руд; извлечении, разделении и очистке цветных, редких и драгоценных металлов и неметаллов; в технологии полимерных материалов; очистке нефтепродуктов от неуглеродных компонентов; ингибиторов парафиноотложений; поверхностно-активных веществ; биологически активных веществ; антикоррозионных агентов; сельском хозяйстве, а также в нефтехимии в качестве сырья для производства полифункциональных соединений.

Так, например, фракция С2-С5 меркаптанов, выделяемых из газового конденсата Оренбургского месторождения, может быть переработана в бета-кетосульфиды, которые представляют значительный интерес в качестве полупродуктов для получения биологически активных веществ различного типа, а также могут служить эффективными экстрагентами благородных металлов (платины, золота, серебра, палладия).

Дальнейшая переработка стабилизированного газового конденсата может проводиться с использованием новых цеолитных катализаторов, разработанных в ООО «САПР-Нефтехим» и ЗАО «Нижегородские сорбенты». Эти катализаторы позволяют непосредственно без предварительных стадий разделения и сероочистки проводить совмещенный процесс гидроочистки бензиновой и дизельной фракций и гидрокрекинга и депарафинизации исходного сырья. Процесс обычно проводят под давлением около 3,5 МПа, температуре 330–380°С, объемной скорости подачи сырья около 2 ч-1 и циркуляции водородсодержащего газа 900–1000 н.л/л сырья. Степень серо­очистки с использованием этих катализаторов может достигать менее 150 ppm для бензина и менее 0,05% масс. для дизельного топлива. В ходе процессов гидрокрекинга и депарафинизации исходного сырья протекают процессы депарафинизации дизельной фракции, что приводит к понижению ее температур помутнения и застывания. Процессы депарафинизации бензиновой фракции позволят увеличить ее октановое число. В ходе процесса происходит также облегчение фракционного состава сырья и практически полное исчезновение котельного остатка, как правило, присутствующего в сырьевой фракции.

В качестве примера ниже приведен материальный баланс переработки Уренгойского газоконденсата с использованием новых цеолитсодержащих катализаторов:

Взято:  Стабильный газоконденсат  100
Получено: Сероводород   1,8
 Газ на собственные нужды  4,5
 Сжиженная ПБФ  9,2
 Бензин АИ-95   46,25
 Дизельное топливо  38,25

Приведенные данные свидетельствуют об эффективности новых цеолитсодержащих катализаторов в процессах переработки газоконденсатных фракций.

Технологии “Цеоформиинг”и “Цеосин”

На протяжении всей истории предприимчивые люди изобретали волшебные способы превращения ряда элементов таблицы Менделеева в золото. Сегодня наши нефтегазовые компании вполне могут стать удачливыми алхимиками XXI в., используя современные достижения химии. В последнее время разработки и внедрение новых технологий переработки нефти и газа значительно активизировались. Причем к этим работам подключились российские академические и отраслевые научные институты и научно-инженерные центры, особенно Сибирского отделения РАН.

Цеоформинг – новая технология производства автомобильных бензинов

НИЦ «Цеосит» в составе Объединенного института катализа СО РАН занимается проблемой производства моторных топлив на установках малой мощности (20-100 тыс. т/год) из углеводородного сырья, что весьма актуально для удаленных от НПЗ северных территорий. В компании разработан, прошел опытно-промышленные испытания и внедрен в промышленность процесс «Цеоформинг», позволяющий создавать автономные установки по производству автомобильных бензинов мощностью от 5 тыс. т до 500 тыс. т в год по сырью – прямогонной бензиновой фракции. «Цеоформинг» – новая эффективная технология каталитического превращения парафиновых и нафтеновых углеводородов на цеолитных катализаторах в ароматические углеводороды и изо-парафины, что позволяет повысить октановое число прямогонного бензина с 45-60 ОЧ ММ до 76-85 ОЧ ММ. По сведениям компании, катализаторы разработаны на основе экологически чистой системы, не содержат дорогостоящих благородных металлов, не чувствительны к повышенному содержанию серы и не требуют стадии гидроочистки сырья от соединений серы и азота. В отличие от традиционного процесса риформинга, «Цеоформинг» осуществляется при более низких температурах (340-460°С), потому он менее энергоемкий. К другим преимуществам разработчики относят отсутствие в технологии водородсодержащего газа (ВСГ) и, соответственно, связанного с ним компрессорного оборудования. В целом по сравнению с риформингом капитальные вложения в технологическое оборудование на 30-50% ниже. Получаемые бензины характеризуются умеренным содержанием ароматических углеводородов, низким содержанием бензола (<2% об.), не содержат компаундирующих добавок.

В зависимости от режима эксплуатации на установке «Цеоформинг» можно получать автобензины от А-76 (АИ-80) до АИ-96. Выходы бензина зависят от состава исходного сырья и составляют 80-90% в режиме получения бензина АИ-80 и 72-80% в режиме получения бензина АИ-93. Сырьем может служить помимо прямогонных бензиновых фракций метанол, олефин-содержащие газы, газы крекинга и пиролиза. Установки производства высокооктановых неэтилированных бензинов процессом «Цеоформинг» рентабельны в зависимости от состава сырья начиная с 5-10 тыс. т/год. Катализатор для процесса «Цеоформинг» производится в промышленном масштабе на Новосибирском заводе химконцентратов.

Все преимущества новой технологии особенно заметны при реализации на малотоннажных установках (мини-заводах) в составе комплексов по переработке нефти и газового конденсата.

С 1992 г. на Нижневартовском ГПЗ находится в эксплуатации первая опытно-промышленная установка цеоформинга мощностью 5 тыс. т/г по сырью. Сырьем служит стабильный газовый бензин, целевым продуктом – неэтилированный бензин А-76 (АИ-80).

Срок службы катализатора – более двух лет. В настоящее время по технологии «Цеоформинг» действуют четыре предприятия по выпуску высокооктановых бензинов.

Все права на технологию «Цеоформинг» защищены патентами РФ и принадлежат НИЦ «Цеосит» ОИК СО РАН.

 GTL-технология – философский камень ХХI в.

 Одно из самых значительных достижений науки прошлого века – возможность получать «искусственную нефть» по технологии GTL (gas-to-liquids) – получило признание и у российских компаний. Для нас переработка природного газа в жидкие углеводороды с использованием технологии «газ-в-жидкость» экологически и экономически эффективна, поскольку дает возможность производить чистые синтетические моторные топлива, утилизировать низконапорные газы отработанных месторождений, шахтный метан угольных месторождений и попутный нефтяной газ.

Западными и японскими компаниями разработано несколько видов технологий GTL. Среди них многостадийное преобразование природного газа через получение смеси моноокиси углерода и водорода (т.н. синтезгаз) и дальнейшую реактивную каталитическую обработку дает на выходе парафиновую нефть, перерабатываемую далее в нефтепродукты с примерной отдачей приблизительно 80% дизельного топлива и 20% прямогонного бензина. Обладатель лицензии на эту технологию американская компания Sasol использует ее уже более 50 лет. По данным компании, к 2000 г. было произведено более 800 млн баррелей высококачественных нефтепродуктов и проект является экономически выгодным.

Совершенно реальная для России ситуация: отдаленный северный район, расположенный рядом с крупным месторождением газа и конденсата, но далеко от трубопровода. Строительство небольшого завода по переработке газа с производительностью 2-3 тыс. баррелей в день может полностью решить «вечную» проблему: обеспечить район топливом, не зависеть от «северного завоза» или взаимоотношений с хозяевами «трубы».

Кроме того, проекты GTL позволяют нефтяникам перерабатывать попутный газ, который до сих пор практически весь сжигается в факелах. Возможность получать бензин или дизельное топливо непосредственно на нефтепромысле особенно важна для таких компаний, как ЛУКойл, ЮКОС, у которых «газовый фактор» весьма существенен: на ряде месторождений запасы газа таковы, что наращивать там добычу нефти без решения газовой проблемы практически невозможно.

Да и газовые компании уже столкнулись с необходимостью использования т.н. низконапорного газа: только ЯНАО его скопилось около 5 трлн куб. м. На мелких и низконапорных месторождениях, где основные объемы газа уже выработаны, пластовое давление падает и традиционная разработка становится экономически нецелесообразной – приходится искать новые технологии переработки. Пока технология GTL очень дорогая. Так, проект ЮКОСа по строительству на месторождении завода по выпуску 5 млн т дизеля в год мощностью переработки 13-14 млрд куб. м газа оценивается примерно в $2 млрд. Однако, несомненно, как всякое крайне востребованное жизнью открытие, технология будет бурно развиваться и дешеветь. Уже сегодня ЛУКОЙЛ просчитывает возможность строительства двух заводов в Верхнекамье (Пермская область) и на Печоре (Коми). Планируется, что ежесуточно из 25 млн куб. футов попутного газа на заводах можно будет получать 5 тыс. баррелей жидкого топлива. В последнее время GTL-технологией заинтересовалась и «ИТЕРА».

Московское ЗАО «Интертехэлектро» (ИТЭ) подписало в середине прошлого года договор с американской Syntroleum International Corporation (SIC) о техническом сотрудничестве по совместной реализации проектов внедрения технологии «газ – в – жидкость» в России.

В Сибирской технологической компании «Цеосит» разрабатываются и реализуются в промышленности новые технологии переработки углеводородного сырья в моторные топлива и ценные химические продукты.

Основные направления деятельности компании:

• Новые технологии производства моторных топлив из углеводородного сырья (варианты процесса «Цеоформинг»); 
• Переработка природного газа, угля, углеродсодержащих отходов (в том числе био-отходов) в синтетические моторные топлива и ценные химические продукты (варианты процесса «Цеосин»). 

Особенностью нефтеперерабатывающего комплекса России, является высокая концентрация заводских мощностей вдоль транссибирской магистрали в Сибири и вдоль железнодорожной магистрали Екатеринбург-Ярославль в Европейской части страны. Север Сибири и Дальнего Востока – основные нефтегазодобывающие районы, находящиеся на расстоянии 2-4 тысячи км от магистрали, не имеют нефтеперерабатывающих заводов и, таким образом, отдавая сырье, не имеют возможности для индустриального развития, находятся в полной зависимости от поставок моторных топлив из промышленно развитых регионов.

Отличительной чертой нефтеперерабатывающих мощностей России является также относительно большая доля (~60%) заводов с производительностью 15 - 25 миллионов тонн в год, в то время как, например, в США и Канаде доля таких заводов составляет ~16%. В то же время маломощных заводов (от 3 млн. и меньше) в России 2%, а в Северной Америке около 30%, и они равномерно распределены по территории.

Кроме того, остро стоит проблема переработки попутного нефтяного газа в связи с отсутствием рентабельных технологий. На севере Сибири, в Тюменской области и других добывающих регионах России громадные объемы попутного нефтяного газа (до 2-5 млн. тонн в год) сжигаются в факелах.

Проблему можно решить путем строительства непосредственно в местах добычи малотоннажных установок с применением эффективных технологий. Однако в настоящее время рынок малотоннажных заводов в России развивается стихийно: чаще всего производится закупка иностранных заводов по неоправданно высоким ценам, причем порой поставляется старое, демонтированное оборудование, которое не адаптировано к низким температурам Севера и Сибири.

Для решения указанной проблемы создания в отдаленных газо-нефтедобывающих регионах малотоннажных установок производства моторных топлив «Цеосит» предлагает ряд эффективных технологий. 

ТЕХНОЛОГИЯ  «ЦЕОФОРМИНГ»

«Цеоформинг» - процесс каталитической переработки низкооктановых бензиновых фракций (прямогонные бензиновые фракции нефтей и газовых конденсатов, газовые бензины и другие фракции, выкипающие в интервале температур 35-200°С) в высокооктановые неэтилированные автобензины на цеолитсодержащих катализаторах.

В случае использования в качестве исходного сырья нефтей и газовых конденсатов переработка осуществляется на одной установке в две стадии:

• ректификация сырья с получением сортного дизельного топлива; 
• производство высокооктановых бензинов с октановыми числами от 80 до 95 ИМ процессом «Цеоформинг».

«Цеоформинг» обеспечивает производство высокооктановых бензинов от АИ-80 до АИ-95, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 2084-77 и ГОСТ Р 51105-97 по всем показателям без введения каких-либо добавок и дополнительного компаундирования. Выходы товарных бензинов из низкооктановых бензиновых фракций составляют 70-85%.

В случае применения на малотоннажных установках процесс «Цеоформинг» имеет ряд существенных преимуществ перед традиционными процессами: 

• Катализаторы разработаны на основе экологически чистой системы, не содержащей дорогостоящих благородных и тяжелых металлов;
• Катализатор не чувствителен к повышенному содержанию серы, не требуется гидроочистки сырья от серы и азотсодержащих соединений;
• В результате протекающих реакций превращения сернистых соединений сырья, в том числе демеркаптанизации, содержание общей серы в жидких продуктах не превышает 0.02-0.05%;
• Процесс «Цеоформинг» позволяет перерабатывать широкий спектр углеводородного сырья (Tк.к. = 120-250°С);
• В процессе «Цеоформинг» не используется водород и связанное с ним компрессорное оборудование;
• Процесс проводится при сравнительно низких температурах (340-450°С) и давлениях (0.5-1.5 МПа), что на 20-30% уменьшает его энергоемкость;
• Получаемые бензины более адаптированы к экологическим требованиям благодаря значительно меньшему содержанию ароматических углеводородов и низкому содержанию бензола, что отвечает современным стандартам;
• Получаемые бензины не требуют компаундирования;
• Процесс рентабелен при мощности установки от 5 000 т/год по сырью.  

В результате указанных преимуществ капитальные затраты и эксплуатационные расходы значительно снижаются.  

Промышленное применение процесса «Цеоформинг»

По лицензиям и базовым проектам «Цеосит» построены опытно-промышленные и промышленные установки "Цеоформинг": Россия (Нижневартовский ГПЗ, 1992, - 5 тыс. т/год), Польша (НПЗ «Глимар», 1997, - 40 тыс. т/год, по проекту фирмы «Lurgi»), Киргизия (Бишкек, 1998, - 40 тыс. т/год), Грузия (Рустави, 2002, - 40 тыс. т/год), Южная Корея (г. Дайджон, 2001, демонстрационная установка, совместно с компанией «Samsung»).

В настоящее время «Цеосит» участвует в создании установок «Цеоформинг»:

• установка относительно крупной производительности (520 тыс. тонн в год) в Саудовской Аравии;
• установка производительностью 50 тыс. тонн в год в Белоруссии;
• установка производительностью 30 тыс. тонн в год в России (Кемеровская область).  

Экспертиза технологии

Сравнение эффективности технологии «Цеоформинг» с традиционной технологией производства высокооктановых бензинов риформингом проводили ряд отечественных и зарубежных компаний с целью выбора наиболее эффективного процесса для применения на установках производительностью 5 - 500 тыс. тонн в год (по низкооктановой бензиновой фракции).

Независимая сопоставительная оценка эффективности технологии «Цеоформинг» и процесса риформинг проведена в 2000 году одной из крупных американских компаний Purvin and Gertz INC для мощности 200 тыс. тонн в год (по прямогонной бензиновой фракции). Делегация специалистов ЗАО «Арктикнефть» провела экспертизу установки «Цеоформинг» на НПЗ «Глимар» в Горличе (Польша) мощностью 40 тыс. тонн в год, построенной фирмой «Лурги» (Германия) по лицензии, Базовому инжинирингу и при непосредственном участии специалистов «Цеосит». Экспертизу проводили непосредственно на установке по данным анализа сырья, продуктов, режимных листов, материальных балансов и прочих документов по эксплуатации установки.

На основе детального анализа технологии обе компании сделали вывод, что в тех случаях, когда требуется только производство бензинов, и не преследуется цель получения водорода, более предпочтительно строительство установок «Цеоформинг». По заключению компаний установки «Цеоформинг» требуют меньший объем инвестиций на 25-35% (в зависимости от мощности), меньше также эксплуатационные расходы (на 25-30%). 

«Цеосит» в кооперации с рядом проектных организаций, машиностроительных предприятий России, а также зарубежных компаний гарантируют строительство мини-НПЗ с применением процессов «Цеоформинг» с условием сдачи «под ключ».

При создании мини-НПЗ «Цеосит» проведет каталитические испытания сырья, определит выходы целевых товарных продуктов и их качество, по ТЗ Заказчика разработает регламент на проектирование. В регламенте «Цеосит» представит оптимизированную для данного типа сырья и его количества технологическую схему переработки, детальное описание технологического процесса, состав и характеристики основного оборудования, материальный баланс процесса, выдаст технологические гарантии. На последующих этапах создания мини-НПЗ «Цеосит» осуществит авторский надзор, проведет экспертизу разработанного технического проекта на соответствие выданным в регламенте показателям, обеспечит контроль качества поставляемой партии катализатора, примет участие в пуско-наладке в части контроля параметров технологического процесса.

ТЕХНОЛОГИЯ  «ЦЕОСИН»

Технология «Цеосин» - получение моторных топлив (высокооктановых бензинов, дизельных топлив) и ценных органических продуктов из попутного нефтяного газа, природного газа, углей, органических отходов, био-отходов (в том числе био-илов) и другого углеродсодержащего сырья через синтез-газ на бифункциональных катализаторах.

В мировой практике известны несколько альтернативных процессов получения синтетических моторных топлив из угля, природного газа. Наиболее разработанными и внедренными являются процесс Фишера-Тропша, процесс фирмы Мобил, отличающиеся многостадийностью превращения получаемого из исходного сырья синтез-газа в моторные топлива.

В предлагаемой технологии «Цеосин» применение бифункциональных катализаторов позволяет осуществить производство синтетических моторных топлив из синтез-газа в одну стадию. Сравнительная характеристика процессов Фишера-Тропша (Sasol), процесса фирмы Мобил, TIGAS и «Цеосин» приведена в Таблице 1.  

Преимущества процесса «Цеосин» 

Получаемые процессом «Цеосин» углеводородные фракции, в отличие от перечисленных выше процессов, не требуют дополнительной каталитической переработки, являются сортными моторными топливами, соответствующими требованиям ГОСТ на товарные бензины с октановыми числами от 80 до 93 (по исследовательскому методу). Синтетические высокооктановые бензины процесса «Цеосин» характеризуются низким содержанием ароматических углеводородов (10-45% масс.) и бензола (менее 0,6 %), олефинов 3-7%, а также отсутствием соединений серы и азота.

 Преимуществом технологии является более упрощенная технологическая схема установки, уменьшение по сравнению с аналогами объема капвложений и эксплуатационных затрат. В технологической схеме предусмотрена полная утилизация выделяющегося в процессе тепла с одновременным производством электроэнергии. Производство на установке дополнительно к моторным топливам тепла и электроэнергии улучшает экономические показатели проекта в целом. Часть не вовлекаемого в синтез бензинов газа направляется на выработку электроэнергии (количество вырабатываемой электроэнергии достаточно для обеспечения 80 % потребностей установки). В случае необходимости увеличения объема вырабатываемой электроэнергии мощность стадии производства синтез-газа может быть увеличена. 

Избыточное низкопотенциальное тепло используется для отопления жилищ или в тепличном хозяйстве.

Технология одностадийного производства высокооктановых бензинов из синтез-газа с применением бифункциональных катализаторов прошла неоднократные пилотные испытания.  

Основные показатели процесса «Цеосин»

Каталитический синтез углеводородов из синтез-газа осуществляется при давлении 30-80 атм. и температуре 240-420°С. В зависимости от типа применяемого катализатора и технологических условий процесс может быть направлен либо на преимущественное образование высокооктанового бензина (ОЧ от 80 до 93 по исследовательскому методу), либо бензиновой фракции и до 25-30 % дизельной фракции.

Производительность катализатора - 3-5 т товарного автобензина с ОЧ не менее 80 по ИМ на 1м3 катализатора в сутки. Выход товарного автобензина - около 1 т бензина из 2300-2500 нм3 природного газа (либо из 4-6 тонн угля). Время межрегенерационного пробега катализатора - не менее 1000 часов.

Оценки экономической эффективности предлагаемого процесса «Цеосин» показывают, что минимальная мощность, при которой установка с применением процесса будет рентабельной, составляет 30-40 тыс. тонн в год по товарному продукту.  

Список литературы:

1.       Лисичкин С.М. Энергетический ресурсы мира. – М.: Недра 1977. – 328 с.

2.       Миначев Х.М. ,Кондратьев Д.А. Свойства и применение в катализе цеолитов типа пентасил. -Успехи химии, 1983, т.52, №12, с.1921-1973.

3.       Нефедов Б.К. Промышленные катализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. М., 1987.

4.       И. П. Мухленова Технология катализаторов, 1979.