Перейдем к заключительному разделу нефтепереработки – термогидрокаталитическим процессам. Их ключевая особенность – непосредственное участие водорода в реакциях. Ранее водород рассматривался лишь как ингибитор коксообразования, теперь же он становится неотъемлемым компонентом процесса.

Приставка «гидро» означает водород. Отсюда логика: гидрирование – это присоединение водорода, а дегидрирование – наоборот, его отщепление. Такие реакции характерны для непредельных, циклических и ароматических соединений, а также для веществ, содержащих галогены. Для последних существует отдельный процесс – гидроочистка.

Но как же получают водород в промышленных условиях? Из школьного курса химии мы знаем о реакциях замещения его металлом в кислоте, но это весьма дорогой и затратный метод. Альтернативой служит пропускание водяного пара над раскаленным углем; взаимодействие метана с водяным паром при высокой температуре; разложение метана и электролиз воды. Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки, выбор зависит от наличия ресурса и требуемого количества водорода. Но самым эффективным методом в промышленных масштабах оказывается получение водородсодержащего газа из других процессов переработки нефти.

Все процессы, связанные с водородом, можно разделить на две основные группы: гидроочистка и гидрокрекинг. Гидрокрекинг – это гидрогенизационный процесс (процесс с участием водорода), способствующий не только очистке нефтяных фракций от вредных примесей, но и расщеплению (деструкции) углеводородов. Гидроочистка – это гидрогенизационный процесс, способствующий очистке от вредных примесей, таких как сера, азот, кислород, и непредельных углеводородов, ароматики.

История промышленного применения гидрогенизационных процессов началась в 1927 году. Именно тогда в Германии запустили первую в мире установку «деструктивной гидрогенизации» смол и углей. Поскольку в стране не было собственных месторождений нефти, ее топливная промышленность развивалась на основе твердых горючих ископаемых. Позже аналогичные установки по производству искусственного жидкого топлива из нефти были построены в Англии.

Первые исследования по каталитической и некаталитической гидрогенизации твердых топлив были проведены в начале XX века – П. Сабатье во Франции, В. Н. Ипатьевым в России и Ф. Бергиусом в Германии. Сначала стали использовать каталитические процессы гидроочистки топливных фракций, затем – деструктивной гидрогенизации высококипящих дистиллятов и остатков нефти под названием гидрокрекинг.

Гидрогенизационные процессы нашли широкое применение в нефтепереработке и нефтехимии. Их используют для получения стабильных высокооктановых бензинов, улучшения качества дизельных и котельных топлив, а также смазочных масел. В нефтехимической промышленности с помощью реакций гидрирования получают циклогексан и его производные, многие амины, спирты и ряд других мономеров. Быстрое развитие гидрогенизационных процессов в последние годы объясняется повышением требований к качеству товарных нефтепродуктов, значительным снижением стоимости производства водорода и созданием высокоэффективных катализаторов.

В нефтеперерабатывающей промышленности гидрогенизационные процессы используют для регулирования углеводородного и фракционного состава перерабатываемых нефтяных фракций, удаления из них серо- и азотсодержащих соединений, улучшения эксплуатационных характеристик нефтяных топлив, масел и сырья для нефтехимии.

Первым процессом гидроочистки можно считать гидроочистку нефтяного сырья, а именно всех нефтяных дистиллятов. Он происходит в присутствии катализатора, а также сопровождается высокими температурами и давлением. Очистка главным образом происходит от серы, азота, кислорода и металлов, такие соединения еще называют гетероатомными.

Главным образом при удалении вредных примесей происходит выделение следующих соединений: сероводорода, воды и аммиака. Сероводород и аммиак – крайне опасные соединения как для оборудования, так и для человека, поэтому в этих процессах требуется особая бдительность и аппаратурное оформление. Сам водород опаснее углеводородов: он не имеет ни цвета, ни запаха, но при этом крайне взрывоопасен. Утечку углеводородного газа можно обнаружить по запаху – это сигнал к эвакуации. К тому же он в первую очередь воспламеняется. Водород же сразу провоцирует взрыв, а его присутствие человек ощущает лишь косвенно – по недостатку кислорода, что вызывает головокружение и слабость.

Но вернемся к технологии. Какие же катализаторы участвуют в процессе? Сами по себе они состоят из трех компонентов: кислотного, дегидрирующего (или гидрирующего), связующего. Активные компоненты составляют 18–25 % от общей массы катализатора – в них входят оксиды молибдена, никеля и кобальта. В составе катализатора элементы с кислотной функцией представляют собой оксиды алюминия (III), цеолиты, алюмосиликаты. Компоненты со связующей функцией, помимо оксида алюминия, включают оксиды титана, кремния и силикаты циркония, магния.

Кроме катализатора нельзя забывать и о других факторах, влияющих на процесс, а именно давлении и температуре. Если говорить о температуре реакции, то она представлена в весьма широком диапазоне – от 260 °C до 420 °C. И тут стоит отметить, что ниже 260 °C реакция не идет, а выше 420 °C уже начинает преобладать реакция коксования. Если говорить о давлении, то оно зависит от состава сырья: чем больше непредельных углеводородов, тем выше должно быть давление. Таким образом, давление в процессе поддерживается в диапазоне 2,5–6,0 МПа в зависимости от состава сырья.

Итак, кратко резюмируем процесс гидроочистки. Гидроочистка в нефтепереработке – это процесс химического превращения органических веществ нефтяных фракций под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Цель гидроочистки – снижение содержания сернистых и азотистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений. Гидроочистке подвергаются различные фракции нефти, например:

– бензиновые фракции (прямогонные и вторичных процессов переработки);

– керосиновые фракции;

– дизельное топливо;

– вакуумный газойль;

– масляные фракции.

Теперь перейдем к самой технологии очистки дистиллятов нефти. Технологические схемы установок можно разделить на следующие блоки:

1. Реакторный блок гидроочистки.

2. Сепарация водородсодержащего газа с выделением из него сероводорода.

3. Стабилизация гидрогенизата.

4. Компрессорный блок.

На рисунке 1 представлена схема установки гидроочистки дизельного топлива.

Рисунок 1. Принципиальная схема гидроочистки дизельного топлива

Где ТО – теплообменный аппарат, ВСГ – водород-содержащий газ, АВО – аппарат воздушного охлаждения.

Сырье смешивается с ВСГ, затем поступает в каскад ТО, далее, после предварительного нагрева в печи, смесь поступает в реактор, где происходит реакция гидроочистки. Затем смесь снова поступает в каскад ТО, который нужен для рекуперации тепла и экономии энергии, на сепараторах происходит разделение ВСГ и газа, после чего гидрогенизат поступает в колонну стабилизации, на которой происходит разделение дизельных и бензиновых фракций.

Тут стоит сказать, что существует два способа разделения ВСГ. Первый вариант называется – холодная сепарация. Она заключается в предварительном охлаждении гидрогенизата и выделении в сепараторе ВСГ при низкой температуре и высоком давлении. Такой способ характерен для установок бензиновых, керосиновых и дизельных фракций. Второй вариант – горячая сепарация: после каскада теплообменников здесь отсутствует дополнительный холодильник, а горячую газовую смесь охлаждают после выхода из сепаратора и направляют на холодную сепарацию. Этот способ характерен для очистки дизельного топлива, масляных дистиллятов, газойля и парафина.

Рисунок 2. Принципиальная схема гидроочистки вакуумного газойля

В данной схеме очистки дизельного дистиллята применяется первый вариант разделения ВСГ, который с установки поступает на дополнительную очистку от сероводорода.

Второй установкой, которую мы рассмотрим в технологии гидроочистки, будет гидрирование вакуумного газойля. Данная схема представлена на рисунке 2.

Схема практически аналогична схеме очистки дизельной фракции, но здесь не представлена рекуперация тепла, а также добавлен блок очистки ВСГ. Также схема подразумевает добавку свежего ВСГ в поток сырья.

Уточним режимы работы установок. К уже рассмотренным фракциям добавим керосиновую, бензиновую, а также парафины – продукты более глубокой переработки нефти, а именно масляного производства. Для наглядности сведем все данные в таблицу 1.

Таблица 1. Режимы работы гидроочистных установок различных нефтяных фракций

В современной мировой нефтепереработке одна из самых сложных и актуальных задач – облагораживание нефтяных остатков (гудронов и мазутов). Их потенциальное содержание в нефтях большинства месторождений достигает 20–55 %. Переработка этих остатков включает как удаление примесей (деметаллизацию, деасфальтизацию, обессеривание), так и каталитические процессы – крекинг и гидрокрекинг.

Острота этой проблемы связана с ужесточением экологических требований и концепцией устойчивого развития. Кроме того, востребованными оказались установки получения товарного бензина путем стабилизации и очистки продуктов глубокой переработки нефти. Отдельного внимания заслуживает также облагораживание нефтяных фракций вторичного происхождения.

Ключевые показатели качества нефтяных остатков как сырья для каталитических процессов – содержание металлов и коксуемость. Первый определяет степень дезактивации катализатора и его расход, второй – коксовую нагрузку регенераторов (в крекинге) или расход водорода (в гидрогенизации). Эти критерии легли в основу зарубежной классификации остаточного сырья для каталитического крекинга.

Глубокая переработка нефти без остатка возможна двумя путями: прямым гидрообессериванием остатков (при ограниченном содержании металлов, с использованием разных катализаторов) либо каталитической переработкой с предварительной деметаллизацией и деасфальтизацией гудронов.

Зарубежные установки гидрообессеривания различаются в основном схемами реакторных блоков и подразделяются на:

1. В многослойном реакторе: в начале процесса гидрообессеривания используют крупнопористые металлоемкие катализаторы, а затем с высокой гидрообессеривающей активностью.

2. В двух- и более ступенчатых реакторах со стационарным слоем катализатора: в головном (предварительном) реакторе происходит деметаллизация и деасфальтизация сырья с использованием дешевых металлоемких (часто нерегенерируемых) катализаторов, а в последнем (в одном или нескольких) – гидрообессеривание деметаллизированного сырья.

3. Гидрообессеривание в реакторе с трехфазным псевдоожиженным слоем катализатора. Псевдоожиженный слой позволяет обеспечить более интенсивное перемешивание контактирующих фаз, изотермический режим реагирования и поддержание степени конверсии сырья, а также равновесную активность катализатора на постоянном уровне за счет непрерывного вывода из реактора части катализатора и замены его свежим или регенерированным. Однако процессы гидрообессеривания и гидрокрекинга в псевдосжиженном слое до сих пор не получили широкого распространения в нефтепереработке. Причина – в существенных недостатках: большие габариты и масса толстостенных реакторов, работающих под высоким давлением водорода; сложность шлюзовой системы ввода и вывода катализатора; высокие капитальные и эксплуатационные расходы.

Но водород участвует не только в гидроочистке. Есть и другой ключевой процесс – гидрокрекинг. Цель у него та же – улучшить качество продукта, но достигается она иначе: за счет деструкции тяжелых фракций. Гидрокрекинг бывает двух типов – в зависимости от конверсии. При мягком режиме – 10–50 %, а при жестком – конверсия превышает 50 %.

В современной нефтепереработке реализованы следующие типы промышленных процессов гидрокрекинга:

– гидродеароматизация керосиновой и газойлевой фракций применяется для гидрирования с последующим крекингом ароматических углеводородов, что приводит к их значительному снижению;

– гидрокрекинг бензиновых фракций – продуктом данного процесса являются легкие изопарафиновые углеводороды, которые могут быть использованы в качестве высокооктановых добавок к моторным топливам, а также в качестве сырья для получения синтетического каучука;

– гидрокрекинг вакуумных дистиллятов применяется для получения масел с высоким индексом вязкости, а также для получения высокооктановых моторных топлив;

– легкий гидрокрекинг используется для гидрооблагораживания вакуумных газойлей с целью их подготовки к процессу каталитического крекинга или с целью получения дизельных топлив;

– селективный гидрокрекинг используется для крекинга высокомолекулярных разветвленных парафинов с целью повышения октанового числа моторных топлив, а также для снижения температуры застывания дизельной и керосиновой фракций;

– глубокий или тяжелый гидрокрекинг применяется для переработки нефтяных остатков с целью получения более легких компонентов, пригодных для производства вышеперечисленных продуктов.

Если говорить о химизме процесса, то суть его заключается в гидролизе гетероатомных соединений, т. е. разрыве углеродной цепи в высокомолекулярных соединениях, изомеризации углеводородов, гидрировании непредельных и циклических соединений. Так, в парафинах происходит разрыв цепи с последующей изомеризацией: нафтены вступают в реакцию гидродеалкилирования и гидрирования, алкилароматические углероды изомеризуются и диспропорционируются. На выходе получают низкокипящие парафины, алкилароматические соединения, изомеры непредельных углеводородов.

В процессе гидрокрекинга используют катализаторы, состоящие из кислотного носителя – цеолитов или оксида алюминия, которые требуются для изомеризации, а также гидрирующих компонентов – никеля/кобальта или молибдена/ванадия.

Оптимальные результаты гидрокрекинга достигаются при использовании катализаторов с высокой кислотной и умеренной гидрирующей активностью. Желательно и близкое расположение кислотной и гидрирующей функций, чтобы реакция гидрокрекинга не лимитировалась диффузией олефиновых интермедиатов. Выбор катализатора зависит от свойств и видов сырья, ассортимента целевых продуктов, размера и типа установки.

Как и на прочих установках, огромное значение имеют факторы давления, температуры и количество подаваемого водорода. Так, температура гидрокрекинга варьируется от 320 °C до 460 °C, где при высоких показателях возникает падение селективности процесса, но происходит увеличение выхода легких продуктов и газа; выход изомеров по отношению к нормальным углеводородам снижается. По давлению процесса выявлены следующие закономерности: около 5 МПа – для легкого дистиллятного сырья, выход светлых 10–15 %; 5–15 МПа – постепенное падение активности катализатора, требуется окислительная регенерация, сырье – вакуумный газойль, продукты – керосин и дизельное топливо; 15–20 МПа – резко увеличивается расход водорода, идет гидрирование полициклических ароматических углеводородов, проводят для тяжелого сырья; 20–30 МПа – дорого и не всегда целесообразно, для тяжелого или остаточного сырья с повышенным содержанием металлов и ароматических углеводородов.

В настоящее время практикуется переоборудование установок гидроочистки дистиллятов дизельных и вакуумных фракций в установки легкого гидрокрекинга. Так, одной из производственных задач является удаление парафиновой фракции из различных дистиллятов для получения дизельного топлива с низкой температурой застывания, которое будет практично использовать в северных регионах и даже в Арктике. В основном гидродепарафинизации подвергают дистилляты дизельных и масляных фракций. Данная установка представлена на рисунке 3.

Аналогично прошлым схемам, здесь тоже присутствует каскад теплообменных аппаратов (ТО) для экономии тепла. Сырье проходит предварительный нагрев, прежде чем попасть в печь, а затем – в реакторы. Продукты реакции, наоборот, проходят в этом каскаде охлаждающую процедуру для разгрузки АВО. Сама же температура процесса в реакторах держится в районе 280–320 °C, давление имеет широкий диапазон 3,5–8,4 МПа. Если говорить про материальный баланс процесса, то здесь стоит отметить небольшой дебаланс, связанный с отводом газа из блока очистки ВСГ. Пусть он кажется незначительным – всего 0,4 %, – однако это считается весьма серьезными потерями. Выход же целевого продукта – депарафинизированной фракции дизельного топлива – составляет около 80 %.

Рисунок 3. Принципиальная схема установки депарафинизации дизельного дистиллята

При режиме работы по масляному варианту условия становятся более жесткими. Температурный интервал повышается до 325–420 °C, давление остается неизменным. Однако потери могут возрасти в три раза, до 1,1 %, а выход целевого продукта – снизиться до 75 %.

К числу ведущих фирм и компаний разработчиков легкого гидрокрекинга можно отнести UOP, ExxonMobil, Chevron – за рубежом, а в России это компании ВНИИ НП и ВНИПИНефть.

Второй вариант гидрокрекинга – глубокий, в котором условно различают две технологии: двухступенчатый и одноступенчатый. Однако это разделение по ступеням действительно является условным, так как в двухступенчатом исполнении, по существу, первой ступенью будет гидроочистка.

Давайте сравним два варианта глубокого гидрокрекинга. Устройство для одноступенчатой технологии крайне простое: сырье подается в реактор, а затем, пройдя несколько ступеней сепарации от ВСГ и продуктов реакции (аммиак, сероводород и др.), подается в колонну на ректификацию. А вот в двухступенчатом процессе присутствуют два реактора предварительной гидроочистки, и лишь затем все поступает на ступень гидрирования – аналогичную первому рассмотренному процессу – с последующим разделением в сепараторах и колонне. Оба этих варианта показаны на рисунке 4.

Глубокий гидрокрекинг отличается показателем давления процесса и варьируется в диапазоне 13–17 МПа, температура же аналогична легкому гидрокрекингу. Сырьем для процесса служит вакуумный газойль: на выходе его гидроочищенная фракция составляет около 20 %, различные виды топлива могут достигать 77 %, а вот отходы в виде «вредного» газа – в среднем 2 %. Аммиак и сероводород весьма токсичны для металлических аппаратов, а также могут отравить катализатор. Но все же, несмотря на вред для нефтяной промышленности, они также направляются в производство для получения серы, азотной и серной кислот, аммиака и т. д.

Рисунок 4. Принципиальная схема гидрокрекинга

Говоря о гидрокрекинге, стоит также упомянуть о производстве базовых масел. Гидрокрекинговые масла – это продукты перегонки и глубокой очистки нефти. В процессе отбрасывается все «ненужное», необходимые свойства придаются с помощью присадок. Такое масло получается близким по качеству к «синтетике» – оно обладает высоким индексом вязкости, противоокислительной стойкостью и устойчивостью к деформациям сдвига, а от износа может защищать даже лучше, чем синтетическое. С другой стороны, «синтетика» более однородна (в смысле линейности углеводородных цепей), что дает преимущество в температуре замерзания, большую стойкость к термическому и механическому разрушению, что и объясняет ее более высокую стоимость.

В масляном варианте гидрокрекинга давление поднимают до 20 МПа, а после блока ректификации в схему дополнительно включают вакуумную колонну. Иными словами, здесь за блоком сепарации следует установка АВТ с отбензинивающей колонной.

К какому классу относить такие масла? В соответствии с классификацией API они относятся к III группе – базовые масла нефтяного происхождения высшей категории качества. По требованиям к наименованию материалов многих стран мира, в том числе Германии, «полностью синтетическими», «стопроцентно синтетическими» или просто «синтетическими» они называться не могут, так как такое название могут носить базовые масла, состоящие только из искусственно созданных молекул. Но ведь по потребительским свойствам эти масла аналогичны синтетическим, а иногда и превосходят их. Поэтому, чтобы выделить эти масла из ряда прочих «минералок» и подчеркнуть их высокие потребительские свойства, маркетологи большинства маслопроизводящих компаний изобрели целую гамму названий: HC-синтез, НС-синтетика, High-Tech-Synthese-Technology, VHVI, XHVI, ExSyn и т. д.

Гидрокрекинг – более поздняя разработка, чем каталитический крекинг и риформинг. По сути, это усовершенствованная технология, призванная решать те же задачи.

В чем плюсы:

– Глубокая переработка сырья. Снимается вопрос утилизации тяжелого остатка, не поддающегося перегонке.

– Адаптивность под спрос. За счет быстрого переключения мощностей на выработку нужных позиций удается гибко реагировать на колебания потребительского спроса.

– Экологичность. При производстве и сгорании продуктов гидрокрекинга сильно снижается выброс в атмосферу вредных веществ, в первую очередь диоксида серы.

Недостатком технологии считаются существенные материальные и эксплуатационные расходы, большая металлоемкость оборудования, высокая стоимость водородной установки и самого водорода.

По состоянию на 2023 год в России функционируют либо готовятся к вводу в эксплуатацию порядка двадцати установок гидрокрекинга. Преобладающая часть технологий и оборудования относится к зарубежным разработкам, поэтому санкции существенно повлияли на планы НПЗ. В июне 2023 года компанией «НОВАТЭК» запущен комплекс гидрокрекинга в порту Усть-Луга на Балтике. Установка рассчитана на переработку мазута после фракционирования газового конденсата, в итоге доля светлых нефтепродуктов в общем объеме составит 99 %.

Среди положительных моментов стоит упомянуть полное импортозамещение катализаторов гидрокрекинга, которое планируется в 2028 году. В Стерлитамаке начат выпуск этого важнейшего элемента нефтепереработки, по ряду ключевых параметров продукция превосходит импортные аналоги. Тем самым снимается зависимость от зарубежных производителей.

На этом стоит завершить тему основных технологических схем нефтяного производства. После получения отдельных фракций идет менее масштабное производство масел, индивидуальных углеводородов, полимеров, резины и других материалов, которые используются в современном обществе.

Эксперты McKinsey прогнозируют снижение спроса на сырую нефть после 2030 года. Причина постепенного отказа от ископаемого топлива – в экологических последствиях от его добычи и увеличении инвестиций в возобновляемые источники энергии. Однако это не означает кризиса нефтеперерабатывающей индустрии: по некоторым оценкам, спрос на продукты нефтехимии и нефтепереработки может вырасти в два раза в ближайшие 20–30 лет. В то же время в 2023 году Международное энергетическое агентство (МЭА, IEA) спрогнозировало, что к 2030 году нефтеперерабатывающие мощности вырастут по сравнению с 2022 годом примерно на 6 млн баррелей в день, до 105,2 млн баррелей в сутки, после чего начнут сокращаться.

По сценарию МЭА, мощности, наоборот, сократятся на 3 %, до 99,4 млн баррелей в сутки уже к 2030 году, а к 2050 году спад составит 24 % (62,9 млн баррелей в день). При этом эксперты ожидают наращивания перерабатывающих мощностей в основном в странах Ближнего Востока и Азии, особенно в Индии: при действующей энергетической политике они могут вырасти на 19 % – с 5,2 млн до 7,5 млн баррелей в день.

В России еще не достигнут среднемировой уровень глубины переработки нефти в 90 %. Однако наша страна прикладывает к этому существенные усилия: внедряются инновационные технологии, например GTL (gas to liquid), которая позволяет получить синтетическое топливо из природного газа. В отрасль активно инвестирует и поддерживает ее государство – сфера насчитывает 1423 проекта с объемом инвестиций в размере 13,3 трлн рублей.

Весной 2021 года Минэнерго заключило с нефтяными компаниями инвестиционное соглашение по модернизации действующих НПЗ с целью повышения глубины переработки. До 2031 года предстоит построить и реконструировать 30 установок вторичной переработки нефти и вспомогательных мощностей. В министерстве рассчитывают, что благодаря этим мерам вырастет производство высокооктанового бензина класса К5 почти на 3,7 млн тонн в год, дизеля того же класса – более чем на 25 млн тонн в год.

Теперь мы с пониманием можем сказать, что такое нефть и какой огромный путь прошло человечество – от простого сжигания сырой нефти до создания топлива для космических ракет. Мы разобрались с составом и свойствами нефтепродуктов, заглянули в их химию и физику, коснулись вопросов добычи и транспортировки. Сделаем следующий шаг – погрузимся внутрь процессов и посмотрим, что же на самом деле происходит в аппаратах, о которых мы так часто говорили и которые встречаются буквально в каждой технологической схеме.

В данном разделе мы рассмотрим основные аппараты и процессы, которые распространены в нефтеперерабатывающей промышленности, разберем классификацию определенных аппаратов, а также принцип их работы и графическое обозначение на схемах. Разобьем сложные технологические схемы на их составляющие.

Процессы и аппараты химических технологий (ПиАХТ) – это отрасль науки, изучающая теорию основных процессов, принципы устройства и методы расчетов аппаратов и машин, используемых для проведения химико-технологических процессов. Она находится на стыке таких наук, как физика, физическая химия, термодинамика, механика, гидравлика, производственный менеджмент, экономика и др. Во многих странах мира подготовка специалистов в области процессов и аппаратов химической инженерии является основной, т. к. они составляют основу всей этой технологии.

Среди множества процессов, осуществляемых в химической технологии, можно выделить наиболее часто применяемые, называемые основными или типовыми. Под процессом понимается последовательная смена состояний системы, для проведения которой необходимо вывести систему из состояния равновесия, т. е. оказать на нее воздействие извне. При этом будет осуществляться перенос одного или нескольких видов субстанции: массы, импульса, энергии.

Технологическое и аппаратурное оформление промышленных процессов крайне многообразно. Во многих производственных процессах требуется разделять исходное сырье на составляющие компоненты, производить нагрев и охлаждение продуктов, осуществлять механическое разделение различных фаз системы. При этом одинаковые по своей физической природе процессы могут применяться на различных стадиях технологического процесса, обеспечивая получение продукции требуемыго качества и свойств.

Для начала стоит дать комментарий о тенденциях развития процессов в данной области. Современное нефте- и газоперерабатывающее предприятие представляет собой комплекс мощных установок первичной переработки нефти и газа, каталитического крекинга, гидроочистки, риформинга, депарафинизации масел, производства битума и других процессов. Такое предприятие оснащено современным оборудованием, поставляемым заводами химического и нефтяного машиностроения.

Развитие техники привело к значительному расширению ассортимента нефтепродуктов и повышению требований к их качеству. Это, в свою очередь, обусловило необходимость использования в переработке нефти и газа широкого спектра химико-технологических процессов. Среди них – физические методы разделения: ректификация, абсорбция, экстракция, адсорбция, сушка, отстаивание, фильтрование, центрифугирование и другие, а также химические и каталитические процессы: пиролиз, каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка и др. Это позволило ориентировать нефтегазопереработку на обеспечение народного хозяйства не только топливом, маслами и другими товарными продуктами, но и дешевым сырьем для химической и нефтехимической отраслей промышленности, производящих различные синтетические продукты: пластические массы, синтетические каучуки, химические волокна, спирты, синтетические масла и др.

Многообразие процессов при переработке нефти и газа потребовало применения аппаратуры, работающей в широком интервале изменения рабочих параметров. Так, например, температуры могут составлять от –60 °C (кристаллизация в производстве масел) до 800–900 °C (пиролиз), а давления – от глубокого вакуума (переработка тяжелых нефтяных остатков) до 150 МПа (производство полиэтилена).

Таким образом, требования к более глубокой переработке нефти и получению из нее не только прямых перегонных фракций, но и других продуктов требуют существенной модернизации производства, а именно изменения аппаратурного оформления и включения более сложных процессов переработки нефтяных дистиллятов.

Но какие же бывают процессы и аппараты в этой отрасли?

Давайте разберемся. Все начинается с ректификации – это первый процесс переработки нефти. Он относится к массообменным (диффузионным) процессам, как и абсорбция, адсорбция, экстракция, сушка и другие. Их суть – переход вещества из одной фазы в другую в результате массообмена между ними. Фаза здесь означает агрегатное состояние вещества. В ректификации пары из куба колонны контактируют с жидким орошением, подаваемым сверху. При абсорбции газ проходит через слой жидкости, которая поглощает часть компонентов. В адсорбции газ или жидкость пропускают через слой твердого вещества – адсорбента. С этими процессами мы сталкиваемся и в быту. Например, кофе заваривается путем экстракции: пар под давлением извлекает компоненты из молотого зерна. Это очень похоже на регенерацию катализаторов.

Следующий процесс, гидромеханический, связан с обработкой неоднородных систем – жидкостей и газов (паров), содержащих взвешенные в них твердые частицы или капли жидкости. К нему относятся различные виды отстаивания (в поле силы тяжести, в центробежном поле, в электрическом и магнитном полях), фильтрование, перемешивание, течение газа или жидкости через слой сыпучих материалов. В нефтехимическом производстве такие процессы происходят в сепараторах, циклонах, электродегидраторах. И в повседневной жизни они встречаются, например циклон в пылесосе или сифон под раковиной.

Родственниками этого процесса можно считать механические: смешение, измельчение, транспортировку (например, по конвейерным лентам). Их движущая сила – разность давлений или градиент напряжения (сжатия, сдвига, растяжения), а скорость подчиняется законам механики твердых тел. В быту мы постоянно сталкиваемся с такими процессами: измельчаем кофе или перец, разбавляем чай холодной водой.

Также существуют процессы непрямого взаимодействия – теплообменные процессы. К ним относятся: нагревание и охлаждение, конденсация и испарение, плавление – затвердевание. Они встречаются практически везде – в упомянутой ректификации происходит не только массовый обмен, но также и обмен теплом от горячего к холодному. Тепловые аппараты – самые востребованные в нефтехимии. А в обычной жизни с этими принципами можно столкнуться при накладывании холодного компресса к месту ушиба, кипячении воды, разогревании еды, заморозке льда, работающих батареях в зимнее время, открывании окна летом. Все эти процессы не изменяют своего материального баланса, но могут изменить агрегатное состояние (это называется фазовым переходом), а также меняют свою исходную температуру.

Более сложные процессы называются химическими. Они связаны с превращением обрабатываемых материалов с целью получения новых соединений. Здесь стоит упомянуть группу термокаталитических процессов: каталитический крекинг, пиролиз, риформинг, гидроочистка и др. Движущая сила процесса – разность концентраций реагирующих веществ, а его скорость подчиняется законам химической кинетики. Чтобы лучше понять взаимосвязь процессов и аппаратов, приведем небольшую сводку.

Массообменные процессы: перегонные кубы, ректификационные колонны, абсорберы, адсорберы, десорберы, экстракторы, сушилки, кристаллизаторы.

Гидромеханические процессы: фильтры, центрифуги, мешалки, отстойники, циклоны, электродегидраторы, электрофильтры, аппараты с псевдоожиженным слоем.

Механические процессы: дробилки, смесители, мельницы, дозаторы, транспортеры.

Тепловые процессы: теплообменники, конденсаторы, холодильники, испарители, кристаллизаторы, плавильные печи, трубчатые печи.

Химические процессы: различного рода реакторы.

Также процессы делятся на непрерывные и периодические.

Непрерывные процессы отличаются единством времени проведения всех стадий: каждая из них осуществляется в своем аппарате, что обеспечивает установившийся во времени режим. При этом обеспечивается непрерывный подвод исходных материалов и вывод получаемых в результате процесса продуктов. Установившееся состояние понимается как среднестатистическое, так как неизбежны случайные колебания параметров процесса во времени. Благодаря стационарности непрерывных процессов облегчается их автоматизация, упрощается конструкция аппаратов и их обслуживание, однако для одновременного проведения всех стадий процесса необходимо большое число аппаратов. Современные крупнотоннажные производства нефтегазопереработки развиваются на основе непрерывных процессов.

Периодические процессы характеризуются единством места проведения различных стадий процесса и, в связи с этим, неустановившимся состоянием во времени. Работа периодически действующих аппаратов проводится по определенным циклам, в течение которых осуществляются все стадии процесса. По окончании цикла аппарат разгружается; после его загрузки новой порцией материалов весь производственный цикл повторяется. Нестационарность периодических процессов затрудняет их автоматизацию, усложняет эксплуатацию аппаратуры, усложняет конструкцию аппаратов и создание крупнотоннажных производств. Однако в целом ряде малотоннажных производств и опытных установок периодические процессы имеют широкое распространение.

Таким образом, можно утверждать, что дисциплина, изучающая различные процессы и аппаратурное оформление, является крайне важной не только для рассматриваемой нами нефтехимической промышленности, но также и для других: пищевой, биологической, фармацевтической, атомной, космической, сельскохозяйственной. Нигде нельзя обойтись без стандартных процессов, даже, как мы выяснили, в обычной, повседневной жизни. Даже обычный день – будь то выходной или будний – не обходится без соприкосновения с проявлениями этой отрасли. Она присутствует в нашей жизни больше, чем любая другая.