Александр Гадецкий

Крекинги в нефтепереработке

Recommended Posts

Если вы западно-сибирскую нефть, которая приходит к вам на заводы, заведете на отдельную АВТ, то полученный и нее прямогонный мазут вы можете после ГО отправлять на КК. Вопрос о переработке западно сибирских нефтей и башкирских на разных АВТ не поднимался у вас только ленивыми, и раньше ваши заводы так и работали не перемешивая хорошую Западно сибирскую нефть с не очень хорошей Башкирской.

По поводу вашего вопроса о конкретных заводах, не сложно догадаться, что заводы имеющие прямогонные мазуты с конрадсоном до 4-4,5 работают именно так как я написал, более того я даже перечислил нефти из которых получаются такие мазуты, остается взять карту СССР и сопоставить указанные нефти с расположенными рядом заводами. Как то не принято в РФ указывать имена, пароли, явки, а вне РФ открывайте любые заводы Сирии, Ливии, Нигерии, Египта все те из них, кто имеют КК, работают по этой схеме, конечно при наличии хорошей ГО

Спасибо за информацию, но про схему АТ-КК я к сожалению на территории РФ не слышал. Кто-нибудь имел дело с китайскими установками?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Спасибо за информацию, но про схему АТ-КК я к сожалению на территории РФ не слышал. Кто-нибудь имел дело с китайскими установками?

АТ - ГО - КК, вот так будет правильно, мне кажется вы не уловили главного, дело не в АТ и ни в КК, дело в нефти из которой должен получаться мазут с конрадсоном до 4 - 4,5 и дело в хорошей ГО, которая должна этого конрадсона снизить в 10 раз. Что касается известного и не известного, а на какие КК в РФ вы ориентировались? я имею ввиду существующие и которые будут построены до 2020 года?

Share this post


Link to post
Share on other sites

АТ - ГО - КК, вот так будет правильно, мне кажется вы не уловили главного, дело не в АТ и ни в КК, дело в нефти из которой должен получаться мазут с конрадсоном до 4 - 4,5 и дело в хорошей ГО, которая должна этого конрадсона снизить в 10 раз. Что касается известного и не известного, а на какие КК в РФ вы ориентировались? я имею ввиду существующие и которые будут построены до 2020 года?

Я говорил о существующих. Вашу мысль я понял, спасибо. Как я Вас правильно понял до 2020 возможно в РФ появятся подобные схемы? Можно но ли говорить, что они более экономически выгодны? Какие есть недостатки подобного решения?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я говорил о существующих. Вашу мысль я понял, спасибо. Как я Вас правильно понял до 2020 возможно в РФ появятся подобные схемы? Можно но ли говорить, что они более экономически выгодны? Какие есть недостатки подобного решения?

Я тоже говорю о существующих. Сможете перечислить все НПЗ РФ где сейчас работают КК? и ответ у вас найдется сам собой. По поводу экономичности, я думаю, что у вас в компании есть специально обученные "экономические люди" они вам в две секунды объяснят какова цена процессинга на ВТ (это один из самых дорогих процесов на НПЗ), да я думаю вы и сами об этом знаете. Что касается недостатков, есть наверное, вы на досуге о них и подумаете, но заводы по этим схемах работают и не плохо себя чувствуют, даже в тех местах, где энергетика в 1,5 раза дороже чем в РФ и каждый четвертый баррель бензина лишний.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я тоже говорю о существующих. Сможете перечислить все НПЗ РФ где сейчас работают КК? и ответ у вас найдется сам собой. По поводу экономичности, я думаю, что у вас в компании есть специально обученные "экономические люди" они вам в две секунды объяснят какова цена процессинга на ВТ (это один из самых дорогих процесов на НПЗ), да я думаю вы и сами об этом знаете. Что касается недостатков, есть наверное, вы на досуге о них и подумаете, но заводы по этим схемах работают и не плохо себя чувствуют, даже в тех местах, где энергетика в 1,5 раза дороже чем в РФ и каждый четвертый баррель бензина лишний.

Думаю не стоит перечислять тут заводы с КК...Многие из них уже давно пора модернизировать (только вопрос в каком направлении) ... И дело не в цене на ВТ.... А в более дорогом оборудовании на КК (+ГО) мазута.... и тенденции на ухудшении и изменении  качества сырья  .... Просто хотел узнать есть ли у кого практический опыт уж если не эксплуатации подобной установки, то хотя бы в созерцании....

Share this post


Link to post
Share on other sites

Думаю не стоит перечислять тут заводы с КК...Многие из них уже давно пора модернизировать (только вопрос в каком направлении) ... И дело не в цене на ВТ.... А в более дорогом оборудовании на КК (+ГО) мазута.... и тенденции на ухудшении и изменении  качества сырья  .... Просто хотел узнать есть ли у кого практический опыт уж если не эксплуатации подобной установки, то хотя бы в созерцании....

Ну есть  и эксплуатации и созерцания. И что? Что вы хотите узнать конкретно,как технолог, вы же работаете старшим оператором, как записано у вас в профиле, а вопросы у вас ...ну чисто конкретно менеджерские, причем не самого высокого полета. 

Руслан, в Росии всего 14 установок КК и если отбросить вас, Салават и Нижнекамск, то останется всего 10, попробуйте пойскать среди этих десяти, то о чем я вам говорю.

Что касается модернизаций КК. Это ни в коей мере не относится к мазуту как к сырью, т.к КК абсолютно безразлично работает ли он на ВГО 360-560 или на прямогонном мазуте с Конрадсоном до 4,5 до ГО и 0,3-0,5 после ГО. Главные инженеры НПЗ РФ прекрасно знают, уверяю вас, как и куда им надо модернизировать КК. А чем вам не нравится работа КК на ваших заводах? выход бензина у вас не самый плохой в мире, хромает чистота пропилена, ну это легко исправимо, так что не нравится? Конкретно?

Share this post


Link to post
Share on other sites

да и не о работе я здесь хотел поговорить.... а о конкретном процессе. узнать мнение специалистов.... что ни где то в Нигерии заливают в бак прямогонный бензин... а у нас в городе N освоили такой процесс на катализаторах фирмы F , по технологии G, при этом заменили такое то оборудование.... и насколько перспективна такая схема в наших условиях?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вы уходите от прямых ответов Руслан, а на  форуме это не принято, так что я дискуссионное поле с вами покидаю.

Да! я что то не понял про Нигерию и прямогонный бензин, если бы у ВАС заводы приблизились к Нигерийским НПЗ, цены на бензин были бы не выше чем в Нигерии. Успехов вам, старший аппаратчик.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Про смыв смол с поверхности катализатора, интересно, не столько сам смыв, а то что смывать их требуется только на ГО российских заводов и некоторых заводах СНГ. На заводах Европы, Китая, Канады дизель и бензин вместе не чистят.

Принцип технологического проектирования другой, вот и все. Я пороюсь в истории проектирования ГО НПЗ СССР, уверен, что корни там.

Скажите, а вы можете привести простую табличку, примерно такого состава:

- дизель коксования, нормальный не тяжелый, его плотность и ЦЧ до ГО и после

- та же дизельная фракция, те же параметры, но уже в смеси с бензином

Интересно увидеть, что меняется, если нет в смеси с бензином, то и без него тоже интересно.

Что касается ГО нафты, ужасных давлением и азота, который опасен для риформинга. У всех моих знакомых, знакомых знакомых, ну я предполагаю, что заводов 20-30 наберется. Давление на ГО нафты 37-42 бара, доля бензинов УЗК не превышает 20%. Ее просто не возможно достичь больше, даже при переработке нефтей с API 27-28. И никогда ни каких проблем не было, катализатор Риформинга меняем раз в пять лет, регенерации нет, бензин Е5.

И еще об ужасных давлениях ГО которые вы приводите, когда в 2009 году ввели Е5, ни кто не бросился строить ГО на давления 60-80 бар, все просто поставили дополнительные реактора, слава богу, цена реактора на 1,2 млн тонн не превышает 5 млн евро с перевозкой от изготовителя до НПЗ.

На новых Заводах бывают случае, что ставят ГО высокого давления, но примерно столько же товарищей идет по пути снижения скорости потока. Результаты качества одинаковые, ну а если так, то все решает экономика.

 

Открыл я тут забавную схемку - смесь прямогонного ДТ и бензинов коксования идут на ГО с параметрами входа в реактор - 160 кгс/см2, порядка 370 С.... правда совместно с парами горячего сепаратора ВД линии ГК ВГ+ТГК - так всёж полегше будет)) непредельщину кашеварить))))

 

А насчёт ГО вторичных бензинов - ну имел я опыт - как на ГК, так и на на ГО ДТ - принимали бензин висбрекинга - прямо скажу - лучше гидрокрекинга - хуже нет))) или наоборот)))  Честно - гидрокрекинг с такой ересью справляется не поперхнувшись, ГО - явственно ощущается сложнение процесса, при производстве ДТ до 10 ppm -  не то что не рекомендую - прошу всех - не вовлекать.

Share this post


Link to post
Share on other sites

АТ - ГО - КК, вот так будет правильно, мне кажется вы не уловили главного, дело не в АТ и ни в КК, дело в нефти из которой должен получаться мазут с конрадсоном до 4 - 4,5 и дело в хорошей ГО, которая должна этого конрадсона снизить в 10 раз. Что касается известного и не известного, а на какие КК в РФ вы ориентировались? я имею ввиду существующие и которые будут построены до 2020 года?

 

Александр, есть мнение о большей эффективности процесса КК на смесевом сырье  - смеси ВГ, ГОВГ,  вторичных газойлей - при том же массовом соотношении C/H  - процесс менее энергоёмок и более эффективен.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

А...ГО - явственно ощущается сложнение процесса, при производстве ДТ до 10 ppm -  не то что не рекомендую - прошу всех - не вовлекать.

И  где же  Вы  рекомендуете  чистить  бензин,  легкие  газойли  коксования,  продукты  крекинга?

 

Share this post


Link to post
Share on other sites

И  где же  Вы  рекомендуете  чистить  бензин,  легкие  газойли  коксования,  продукты  крекинга?

Да всё там же, если выхода нет  - работали же так десятилетиями.... А вообще - строить свою установку под го бензина)))) а не шарашить его на дизельной гидроочистке)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Строят на многих заводах ГО бензина в отдельности. Но только в том случае, если у вас большие мощности по коксованию или КК.

А так бензин висбрекинга легко кушается ГО дизельки, и да, даже не поперхнувшись выдает 10 ппм.

Также если вы правильно укажите условия переработки и сырье - то для вас без проблем соберут процесс ГО любых дистиллятов.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Строят на многих заводах ГО бензина в отдельности. Но только в том случае, если у вас большие мощности по коксованию или КК.

А так бензин висбрекинга легко кушается ГО дизельки, и да, даже не поперхнувшись выдает 10 ппм.

Также если вы правильно укажите условия переработки и сырье - то для вас без проблем соберут процесс ГО любых дистиллятов.

Алексей, вот это мне интересно. зашел у нас спор с иракцами. Висбрекинг 1,5 млн тонн, все уже работает, уже год с лишним, есть ГО бензина, есть ГО дизеля.

Количество бензина ВБ составляет 7% от нагрузки ГО бензина, туда его и направляли и потом на риформинг, проблем ни каких не было. Если я его отправлю на ГО дизеля отделение 2-3% бензина там предусмотрено, и даже если туда не отправлять бензин ВБ, а при ГО прямогонного дизеля 2-3% бензина получается, которые потом идут на ГО бензина.

Что я выйграю, если отправлю бензин ВБ вместо ГО бензина на ГО дизеля?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Попробую ответить из своих соображений, более точный ответ смогут дать лишь лицензиры процесса.

Если у вас на производстве реализована ГО прямогонного бензина и вы туда хотите подмешивать бензин термических или термокаталитических процессов - это вызовет бОльшие проблемы для перестройки процесса, чем если вы подмешиваете бензин в ГО дизельки.

Да, узким местом на установке ГО дизельного топлива будет блок фракционирования и стабилизации бензина, но по опыту эксплуатации ряда производств, могу отметить, что они зачастую проектируются с большим запасом, так что проблем возникнуть не должно.

А вот катализатор ГО бензина более чувствителен к составу прямогонного сырья, да и примеси термокаталитического бензина посложнее для него будут. Не будем забывать еще о том, что кратность циркуляции водорода у ГО дизельки повыше, поэтому стойкость к непредельщине катализатора будет получше, т.е. закоксовываться он будет медленнее.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Попробую ответить из своих соображений, более точный ответ смогут дать лишь лицензиры процесса.

Если у вас на производстве реализована ГО прямогонного бензина и вы туда хотите подмешивать бензин термических или термокаталитических процессов - это вызовет бОльшие проблемы для перестройки процесса, чем если вы подмешиваете бензин в ГО дизельки.

Да, узким местом на установке ГО дизельного топлива будет блок фракционирования и стабилизации бензина, но по опыту эксплуатации ряда производств, могу отметить, что они зачастую проектируются с большим запасом, так что проблем возникнуть не должно.

А вот катализатор ГО бензина более чувствителен к составу прямогонного сырья, да и примеси термокаталитического бензина посложнее для него будут. Не будем забывать еще о том, что кратность циркуляции водорода у ГО дизельки повыше, поэтому стойкость к непредельщине катализатора будет получше, т.е. закоксовываться он будет медленнее.

Алексей, все это теории. Есть завод в Ираке, работающие, есть заводы в Румынии, есть заводы в Италии которые я знаю хорошо, а Румынский и Иракский тем более. На ГО нафты мы подаем до 15% бензинов коксования или ВБ или ТК и не испытываем ни каких проблемм, катализатор ГО нафты забыли когда меняли.

Вопрос был от меня следующий. Вы рекомндуете подавать бензин ВБ, ТК и коксования на ГО дизеля, это действительно делается почти на всех заводах РФ и наверное Белорусии, что вы от этого выигрываете?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Выиграю только в более продолжительной работе катализатора, его устойчивости. Также ввиду более высокого потребления водорода может потребуется менять компрессор циркулирующего ВСГ.

Т.е. чтобы чистить бензин на установке ГО бензина вам нужно пересчитать и перепроверить и не один раз, а вот на дизельке вам нужно только пересмотреть работу блока стабилизации бензина. 

Грубо говоря, на ГО ДТ это проще с точки зрения технологических проблем и ответственности.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Выиграю только в более продолжительной работе катализатора, его устойчивости. Также ввиду более высокого потребления водорода может потребуется менять компрессор циркулирующего ВСГ.

Т.е. чтобы чистить бензин на установке ГО бензина вам нужно пересчитать и перепроверить и не один раз, а вот на дизельке вам нужно только пересмотреть работу блока стабилизации бензина. 

Грубо говоря, на ГО ДТ это проще с точки зрения технологических проблем и ответственности.

Что пересчитать, Алексей. Все работает и не один год и даже не один десяток лет, а катализатор на ГО нафты в последний раз меняли 5 лет назад и пока менять не собираемся. В общем не убедили.

Как мне кажется, пример который я привел это яркий пример разных школ проектирования - Советская, т.е РФ и СНГ - бензины УЗК, ТК и ВБ отправляются на ГО ДТ, и школа проектирования бывших стран СЭВ и Европы - бензины УЗК, ТК и ВБ перерабатываются на ГО нафты, если их доля не превышает 15% от мощности ГО нафты, а если больше, то строится отдельная ГО.

Вот такой итог.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Что пересчитать, Алексей. Все работает и не один год и даже не один десяток лет, а катализатор на ГО нафты в последний раз меняли 5 лет назад и пока менять не собираемся. В общем не убедили.

Как мне кажется, пример который я привел это яркий пример разных школ проектирования - Советская, т.е РФ и СНГ - бензины УЗК, ТК и ВБ отправляются на ГО ДТ, и школа проектирования бывших стран СЭВ и Европы - бензины УЗК, ТК и ВБ перерабатываются на ГО нафты, если их доля не превышает 15% от мощности ГО нафты, а если больше, то строится отдельная ГО.

Вот такой итог.

Александр  (не  буду  занудой?),  если  скажу,  что  в  советской  школе  проектирования  вторичные  бензины  редко  где  очищались.  А  очистка  совместно  с  дизелькой,  согласен  с  Алексеем,  на  самом  деле  проще.  И  многие заводы  в  последнее  время  реализовали  эту  технологию в  виде  рацпредложений.  Кроме того  ДТ автоматически  решает  проблему  "смыва"  кокса  с  сырьевых  ТО и  печного  змеевика,  что  является  серьезной  проблемой  при  очистке  вторичных  бензинов (только паровая  фаза в  печи, однако)...  

Share this post


Link to post
Share on other sites

Сложно не согласиться с практикой, Александр Юрьевич, до тех пор, пока не угробите катализатор гидроочистки.

Катализаторы разных компаний-разные, одни способны переработать термокаталитический бензин в достаточном количестве, другие нет. Поэтому я в прошлых постах не отрицал ваше заявление, где и как перерабатывать бензин, я просто хотел обратить внимание, что все требует согласования с лицензиарами или разработчиками катализатора

Share this post


Link to post
Share on other sites

Сложно не согласиться с практикой, Александр Юрьевич, до тех пор, пока не угробите катализатор гидроочистки.

Катализаторы разных компаний-разные, одни способны переработать термокаталитический бензин в достаточном количестве, другие нет. Поэтому я в прошлых постах не отрицал ваше заявление, где и как перерабатывать бензин, я просто хотел обратить внимание, что все требует согласования с лицензиарами или разработчиками катализатора

Лицензиар технологии, и он же, частенько поставщик катализатора, я сейчас говорю об Аксенсе, перед продажей катализатора всегда спрашивает "что собираетесь перерабатывать и в каких соотношениях" под это и подбирает катализатор и продает вам. Естественно с книжечкой технологического режима.

А что, Юрий, в РФ не так, Алексей и в Белорусии не так, а как?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Александр  (не  буду  занудой?),  если  скажу,  что  в  советской  школе  проектирования  вторичные  бензины  редко  где  очищались.  А  очистка  совместно  с  дизелькой,  согласен  с  Алексеем,  на  самом  деле  проще.  И  многие заводы  в  последнее  время  реализовали  эту  технологию в  виде  рацпредложений.  Кроме того  ДТ автоматически  решает  проблему  "смыва"  кокса  с  сырьевых  ТО и  печного  змеевика,  что  является  серьезной  проблемой  при  очистке  вторичных  бензинов (только паровая  фаза в  печи, однако)...  

Зануда, зануда. Не было ГО бензинов вторичных процессов, вернее было но очень мало, потому что не было вторичных процессов, а во вторых философия проектирования была направлена именно на переработку на ГО дизеля, потому что бензин и дизель коксования не разделяли (а вы сейчас разделяете??) и сразу отправляли на ГО ДТ, то же было и в отношении ВБ и ТК. Спросите историю этого проектирования у наших с вами общих знакомых проектантов УЗК. На Уфимских заводах, где косование было со времен царя гороха, так же как и ТК, бензины и дизели не разделялись ПО ПРОЕКТУ и именно так шли на ГО. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

Зануда, зануда. Не было ГО бензинов вторичных процессов, вернее было но очень мало, потому что не было вторичных процессов, а во вторых философия проектирования была направлена именно на переработку на ГО дизеля, потому что бензин и дизель коксования не разделяли (а вы сейчас разделяете??) и сразу отправляли на ГО ДТ, то же было и в отношении ВБ и ТК. Спросите историю этого проектирования у наших с вами общих знакомых проектантов УЗК. На Уфимских заводах, где косование было со времен царя гороха, так же как и ТК, бензины и дизели не разделялись ПО ПРОЕКТУ и именно так шли на ГО. 

Александр,  бензин  коксования  у  нас  выделялся  всегда,  поскольку  еще   полтора десятка  лет  назад он   был  компонентом  автобензинов (в  основном  А-76).  Легкий  газойль  коксования,   под  именем  КГФ,  был основой   печного  топлива.  Сейчас  можно бы  и  не  делить,  но  колонна  на  УЗК  работать  не  будет.   У  уфимцев  поинтересуюсь,  хотя  наши  старые  установки  - их  проекты...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Александр Юрьевич, вы правы - все оговаривается лицензиаром на стадии проектирования.

Только вот мы рассматривали случай, где изначально не ставилась задача переработки вторичных бензинов в значительных количествах - не зря же я в первом своем посте указал на то, что в качестве исходной рассматриваем гидроочистку ПРЯМОГОННЫХ фракций, не заточенную для вторичных процессов, с которой все ясно.

так вот в этом случае вовлечь бензин проще будет в ГО атмосферного газойля, чем бензина.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Александр,  бензин  коксования  у  нас  выделялся  всегда,  поскольку  еще   полтора десятка  лет  назад он   был  компонентом  автобензинов (в  основном  А-76).  Легкий  газойль  коксования,   под  именем  КГФ,  был основой   печного  топлива.  Сейчас  можно бы  и  не  делить,  но  колонна  на  УЗК  работать  не  будет.   У  уфимцев  поинтересуюсь,  хотя  наши  старые  установки  - их  проекты...

А три десятка лет назад основой бензина А-66, я еще такой помню. Нуууу.... и как вы его чистили от серы. на ГО Бензина или а ГО ДТ? Ну хотя бы до 1000 ppm чистили, тут в Румынии в 70-80 эту чистку производили на ГО бензинов УЗК и ТК, специально не поленидся сходить в архив

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.