автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Перспективы развития существующих иракских НПЗ средней мощности

005057677

На правах рукописи

ОМРАН АЙД ДЖАБИР

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ ИРАКСКИХ НПЗ СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ

Специальность 05.17.07 - «Химическая технология топлива и высокоэнергетических веществ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

18 ДПР 2013

Уфа 2013г.

005057677

Работа выполнена на кафедре «Технология нефти и газа» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Теляшев Элынад Гумерович.

Официальные оппоненты: Доломатов Михаил Юрьевич

доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственник университет экономики и сервиса»,

профессор кафедры физики, заведующий лабораторией сложных молекулярных систем и нанофизики;

Ланин Игорь Петрович

кандидат технических наук,

ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-

Новойл»,

ведущий инженер-технолог технического отдела.

Ведущая организация ГУЛ «Башгипронефтехим».

Защита состоится 24 апреля 2013 года в 14.30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.03 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета. Автореферат разослан 23 марта 2013года.

Ученый секретарь

диссертационного совета - Абдульминев Ким Гимадиевич.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Основные направления развития технологических процессов переработки нефти и модернизации НПЗ практически во всех странах мира в последние десятилетия определяются необходимостью углубления переработки нефти и расширения производства экологически чистых моторных топлив, что предусматривает как повышение качества моторных топлив, так и увеличение объема их выпуска на 1 тонну перерабатываемой нефти.

По глубине переработки нефти ведущие места в мире занимают США, Европа, Япония. В странах - экспортерах нефти, в число которых входит Республика Ирак, выход моторных топлив на нефть невысок (44 - 53%), что связано с малой насыщенностью НПЗ вторичными процессами. В частности, переработка нефти в Ираке осуществляется на пяти крупных НПЗ с получением качественных моторных топлив, а также на средних и мелких заводах, имеющих в наличии только установки ЭЛОУ-АТ. В виде продукции на этих НПЗ выпускаются бензиновый, дизельный полуфабрикаты и котельное топливо. Такая ситуация ставит наиважнейшую задачу обеспечить оснащение НПЗ средней мощности Ирака установками вторичной переработки нефтяных фракций для более полного удовлетворения потребностей внутреннего топливного рынка страны автомобильными бензинами и дизельными топливами, соответствующими стандартам уровня норм ЕЫ - 228 и ЕЫ - 590. Поэтому необходимо проведение исследований и технико-экономического анализа для выбора эффективных направлений развития Иракских НПЗ средней мощности. Данная работа посвящена комплексной технологической и технико-экономической оценке целесообразности решения задачи оснащения НПЗ вторичными процессами.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Разработка поточной блок-схемы НПЗ, обеспечивающей получение максимально допустимых по выходу и качеству моторных топлив из Иракских нефтей при заданной мощности завода 1,3-1,4 млн. тонн/год.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ:

1. Увеличение глубины переработки нефтяного сырья Ирака за счет применения термодеструктивных процессов.

2. Выполнение экспериментов по коксованию и термическому крекингу атмосферных остатков (мазутов), получаемых из иракских нефтей.

3. Обоснование технико-экономической целесообразности переработки нефти на иракских НПЗ средней мощности по предлагаемым блок-схемам.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ:

- экспериментально установлены количественные выходы продуктов и их качественные характеристики при замедленном коксовании (ЗК) и термическом крекинге (ТК) мазута, получаемого из иракских нефтей в условиях, обеспечивающих безрециркулятные варианты проведения этих процессов;

- показана возможность доведения выпуска качественных моторных топ-лив с 50,5 - 51,8% (в базовом варианте) до 66,2 - 66,9% (в варианте с процессом ТК) и до 68,4 - 69,0% (в варианте с процессом ЗК);

- установлено, что для обеспечения гидроочистки и изомеризации дистил-лятных фракций, полученных на НПЗ из иракских нефтей с содержанием серы от 1,9 до 2,1%, в результате включения в их состав установок гидрооблагораживания, дополнительного производства водорода не потребуется, т.к. потребность в нем удовлетворяется за счет установки каталитического риформинга (с блоком КЦА).

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ:

- установлено, что для трех вариантов развития НПЗ средней мощности: а) без включения термодеструктивных процессов; б) с включением процесса ТК; и) с включением процесса ЗК требуемые капитальные затраты на осуществление программ развития окупаются в пределах от 2,0 до 3,3 лет в зависимости от набора процессов, выбранных для оснащения НПЗ;

- показано, что в результате оснащения Иракских НПЗ минимальным числом вторичных процессов обеспечивается производство автобензинов марки Евро-2 с октановым числом 93 - 94 пункта, содержанием бензола 2,3 - 2,5% и производство дизельных топлив, соответствующих марке Евро-4 с цетановым индексом 52-55 пунктов, содержанием серы 40 - 45 ррт, полициклических ароматических углеводородов в пределах 3,1 -3,3%.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные результаты диссертационной работы докладывались на Международных научно-практических конференциях «Нефтегазопереработка», проведенных ГУЛ ИНХП РБ в г. Уфе в 2007 и 2012 гг., на научных семинарах УГНТУ и ГУЛ ИНХП РБ.

ПУБЛИКАЦИИ. По теме диссертации опубликовано 3 статьи в журналах и 3 тезиса докладов.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ ДИССЕРТАЦИИ. Диссертация содержит введение, 4 главы, основные выводы и приложения. Список литературы включает 87 наименований.

Работа изложена на 144 страница, 24 рисунках и 53 таблицах

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе диссертации изложены технические требования к современным моторным топливам, выполнен анализ литературных данных по состоянию технического развития процессов каталитического риформинга, каталитической изомеризации, гидроочистки бензиновых и дизельных фракций, а также процессов термодеструктивной переработки остатков нефти. Обращено внимание на возможность совместной переработки первичных и вторичных дистиллятов и на другие аспекты, которые нашли отражение в последующих главах диссертации.

Во второй главе приведено описание методов исследования, даны свойства сырья, схемы пилотных установок, материальные балансы, результаты анализов сырья, получаемых продуктов.

В диссертационной работе рассмотрены иракские нефти месторождений «Киркук» и «Зубейр», которые по данным анализов имеют следующие характеристики (таблица 1).

Таблица 1 — Характеристика иракских нефтей

Показатели Нефть месторождения

Киркук Зубейр

1. Плотность при 15°С, кг/м* 844,3 855,9

2. Содержание серы, % 1,9 2,1

3. Коксуемость, % 4,80 4,76

4. Выход продуктов, % объемных

- газа 2,49 2,10

- фракции С5 - 170°С 25,24 21,71

- фракции 170 - 350°С 33,28 37,28

- остатка выше 350°С 38,99 38,91

Для выполнения технологических расчетов установок ЭЛОУ-АТ и вторичной переработки нефтяных фракций исходя из данных таблица 1 были построены кривые ИТК (по фракционным составам нефтей в виде 10-ти градусных фракций в % массовых). С этой целью была использована методика перерасчета, разработанная в ГУЛ ИНХП РБ /(.т.н. Быстровым А.И. Информация по результатам этих расчетов дана в таблице 2, 3 и на рисунке 1.

Применение данной методики позволило определить материальные балансы установок ЭЛОУ-АТ (таблица 4).

Таблица 2 - Расчетный фракционный состав нефти месторождения «Киркук» в % масс.

Нефть Киркук

№ Выкипание фрак- Сырье ЭЛОУ-АТ

ций, °С Состав, % масс. Сумм. %

1 до 60 3,959 3,959

2 60-70 1,458 5,417

3 70-80 1,608 7,025

4 80-90 1,702 8,727

5 90-100 1,753 10,480

6 100-150 8,720 19,200

7 150-200 8,320 27,520

8 200-250 8,750 36,270

9 250-300 9,000 45,270

10 300-350 9,770 55,040

11 350-400 7,930 62,970

12 400-450 5,075 68,045

13 450-500 5,495 73,540

14 500 -КК 26,460 100,00

Таблица 3 - Расчетный фракционный состав нефти месторождения «Зубейр» в % масс.

Нефть Зубейр

№ Выкипание фракций, °С Сырье ЭЛОУ-АТ

Состав, % масс. Сумм. %

1 2 3 4

1 до 60 6,857 6,857

2 60-70 0,678 7,536

3 70-80 0,402 7,938

4 80-90 0,250 8,188

5 90-100 0,222 8,410

6 100-150 5,050 13,460

7 150-200 10,969 24,429

8 200-250 13,290 35,719

9 250-300 11,013 46,732

10 300-350 9,595 56,327

11 350-400 6,948 63,275

Продолжение таблицы 3

12 400-450 6,988 70,263

13 450-500 8,709 78,972

14 500 -КК 21,028 100,000

Выход, % масс

Рисунок 1 - Расчетные кривые изменения выходов фракций для иракских нефтей

С целью определения материальных балансов процессов термодеструктивной переработки мазута были проведены опыты на пилотных установках ГУП ИНХП РБ. Сырьем служил реальный образец мазута, отобранный на одном из НПЗ Ирака.

Мазуты, полученные из нефтей месторождений Киркук и Зубейр, имеют близкие параметры (таблица 5). Они отличаются высокими значениями коксуемости и содержания серы. В них присутствуют металлоорганические соединения, содержащие ванадий, никель.

Таблица 4 - Материальный баланс установки атмосферной перегонки нефти

Показатели Нефть месторождения

Киркук Зубейр

Взято: нефть, % масс 100,00 100,00

Получено:

- рефлюкс 1,18 1,38

- бензиновая фракция 23,08 18,71

- дизельная фракция 30,86 36,24

- мазут 44,54 43,27

- потери 0,40 0,40

Всего 100,00 100,00

Таблица 5 - Физико-химические свойства мазутов иракских нефтей

Показатели Нефть месторождения

Киркук Зубейр

1. Плотность при 15°С, кг/м3 957,9 967,1

2. Содержание, % масс.

- серы 3,91 4,02

- ванадия 0,0058 0,0068

- никеля 0,0025 0,0012

3. Коксуемость, % 10,8 9,7

4. Вязкость при 50°С, сСт 478 423

При термическом крекинге образца мазута плотностью 958 кг/м3 при температуре 430°С в течение 8 минут под давлением 0,8 МПа на пилотной

установке жидкофазного крекинга были получены следующие данные по материальному балансу (таблица 6). Таблица 6 - Материальный баланс крекинга

Показатели Значения

Взято: мазут, % масс. 100,00

Получено:

- жирный газ 4,1

- бензиновая фракция 12,3

- дизельная фракция 24,8

- крекинг-остаток 58,4

- потери 0,4

Всего 100,00

В опытах по коксованию этого же образца мазута при температурах 460 -470°С в течение 2,0 - 2,5 часов на пилотной установке коксования (лабораторном кубике) были получены такие результаты (таблица 7). Таблица 7 - Материальный баланс коксования

Показатели Значения

Взято: мазут, % масс. 100,00

Получено:

- жирный газ 11,1

- бензиновая фракция 8,9

- дизельная фракция 33,4

- газойлевая фракция 28,8

- кокс 16,3

- потери 1,5

Всего 100,00

В таблицы 8 и 9 сведены данные по показателям качества дистиллятных фракций, полученных при ректификации нефтей и термодеструктивной переработке мазутов этих нефтей.

Таблица 8 - Физико-химические свойства прямогонных дистиллятов

£ Показатели Продукты ЭЛОУ-АТ

Нефти «Киркук» Нефти «Зубейр»

бензиновая фракция дизельная фракция бензиновая фракция дизельная фракция

1. Плотность при 20°С, кг/м3 714,6 832,5 712,1 814,0

2. Содержание, % масс. - серы - азота 0,07 0,0017 0,64 0,012 0,01 0,0017 0,67 0,012

3. Пределы выкипания, °С 35-175 175-350 35-176 176-350

4. Цетановый индекс - 50 - 56

Таблица 9 - Физико-химические свойства вторичных дистиллятных фракций

Показатели Продукты ТК Продукты ЗК

бензиновая фракция дизельная фракция бензиновая фракция дизельная фракция

1. Плотность при 20°С, кг/м3 774,7 876 772,1 867,8

2. Содержание, % масс. - серы - азота 1,13 0,046 2,69 0,059 1,02 0,040 2,49 0,062

3. Йодное число, г 12/ЮОг 58,7 25,5 77,5 35,6

4. Пределы выкипания, °С 37-187 184-345 31-183 180-351

5. Цетановый индекс - - 45 - 44

Для выполнения технологических расчетов процесса гидроочистки дистиллятов необходима дополнительная информация по групповому составу сырьевых компонентов. Бензиновые фракции установки ЭЛОУ-АТ по данным анализов в основном содержат насыщенные углеводороды и 10 - 11% аромати-

ческих углеводородов. Причем в бензине из нефти «Киркук» на долю нафтенов приходится 24%, а в бензине из нефти «Зубейр» - всего 19%.

Вторичные бензины термического крекинга и коксования по данным анализов содержат 31 - 32% олефинов, 41 - 42% парафинов, 13 - 14% нафтенов и 13% ароматических углеводородов.

В дизельных фракциях термического крекинга и коксования содержится 14 - 15% олефинов, 20% ароматических углеводородов и 65 - 66% парафино -нафтеновых углеводородов.

Крекинг-остаток, полученный из мазута в условиях жидкофазного термического крекинга, имеет следующие показатели: плотность при 20°С -989 кг/м3, содержание серы - 4,5%, вязкость при 80°С — 57 сСт, температуру вспышки - 225°С.

Газойпевая фракция, полученная при коксовании мазута, имеет следующие показатели: плотность при 20°С - 958,6 кг/м3, содержание серы - 2,7%, вязкость при 80°С - 10,5 сСт, температуру вспышки - 182°С.

Кокс, полученный при коксовании мазута, имеет выход летучих 7,7%, содержание серы - 4,48%, ванадия - 0,039%, никеля - 0,007%, золы - 0,44%.

В газах термодеструктивных процессов мазута присутствуют: Нг - 0,33%; Н28 - 4,61%; СН4 - 31,59%; £С2 - 36,11%; £С3 - 13,97%; £С4 - 7,58%; £С5 -4,01%; ХСв-1,80%.

Результаты анализов дистиллятных фракций, полученных на установках ЭЛОУ-АТ, термического крекинга и коксования, на определение элементного состава, содержание олефинов были использованы для расчетов потребности в водороде (100%-ном) при их полной гидроочистке на установках НПЗ. Для этого определяли удельный расход 100%-ного водорода (в кг) на 1 т дистиллята. Эти данные представлены в таблице 10.

Величины удельного расхода водорода были использованы в последующем для расчетов потребности в водороде при гидрооблагораживании смесей первичных и вторичных дистиллятов.

Таблица 10 - Удельный расход 100%-ного водорода на гидроочистку дистил-лятного сырья (кг/тонна)

Наименование нефти Бензиновые фракции Дизельные фракции

ЭЛОУ-АТ ТК ЗК ЭЛОУ-АТ ТК ЗК

Киркук 0,84 7,24 6,98 2,08 7,11 6,52

Зубейр 0,76 7,25 7,08 2,20 7,11 6,50

В третьей главе рассмотрены результаты технологических расчетов по поточным схемам переработки иракских нефтей процессом ЭЛОУ-АТ и вторичными процессами с целью получения моторных топлив, соответствующих современным требованиям. По способу переработки нефти принято различать НПЗ топливного профиля, имеющие неглубокую переработку (НГПН), углубленную переработку (УПН) и глубокую переработку (ГПН) нефтяного сырья. В таблице 11 представлены наборы установок, включаемых в такие НПЗ, применительно к условиям Ирака.

Таблица 11 - Набор технологических установок в составе НПЗ различного вида

Наименование установок Схема

НГПН УПН ГПН

1. Установка ЭЛОУ-АТ + + +

2. Термический крекинг мазута (ТК) - + -

3. Замедленное коксование мазута (ЗК) - - +

4. Гидроочистка средних дистиллятов (ГО) + + +

5. Гидроочистка и вторичная переработка бензина (ГОБ) + + +

6. Каталитический риформинг тяжелого бензина (КР) + + +

7. Каталитическая изомеризация легкого бензина (ИЗ) + + +

8. Блок короткоцикловой адсорбции (КЦА) + + +

9. Установка получения серы (УПС) + + +

Схематично поточные схемы этих видов НПЗ представлены на рисунках

2-4.

Рисунок 2 - Блок-схема НПЗ неглубокой переработки нефти.

Рисунок 3 - Блок-схема НПЗ углубленной переработки нефти

Рисунок 4 - Блок-схема НПЗ глубокой переработки нефти

В схеме завода НГПН (рисунок 2) не предусматривается переработка прямогонного мазута, на производство моторных топлив идут только получаемые на ЭЛОУ-АТ ресурсы прямогонной бензиновой фракции (ПБФ) и прямо-гонной дизельной фракции (ПФД). Для получения дизтоплива и гидроочищенных легкого (ЛБФ) и тяжелого (ТБФ) бензина - сырья для установок КР и ИЗ -используется 100%-ный водород, выделенный из водородсодержащего газа (ВСГ). Товарными продуктами являются автобензин (смесь риформата и изо-меризата), дизтопливо, рефлюкс (С3 - С4), сера и прямогонный мазут (котельное топливо).

В схеме завода УПН (рисунок 3) прямогонный мазут с ЭЛОУ-АТ направляется на установку ТК, где получаются дополнительные ресурсы дистиллятов. На производство моторных топлив кроме ПБФ и ПДФ направляются вторичная бензиновая фракция (ВБФ) и вторичная дизельная фракция (ВДФ). Причем на установке ГО гидроочистке подвергается смесь ПДФ с ВБФ и ВДФ. Товарными продуктами являются автобензин, дизтопливо, рефлюкс, сера и крекинг-остаток (котельное топливо).

В схеме завода ГПН (рисунок 4) прямогонный мазут с ЭЛОУ-АТ направляется на установку ЗК, где также получают дополнительные ресурсы дистиллятов, перерабатываемые по аналогичной схеме. Товарными продуктами являются автобензин, дизтопливо, рефлюкс, сера, газойлевая фракция (котельное топливо) и кокс.

В таблицах 12 и 13 даны ресурсы сырья и распределение водорода по установкам.

В результате технологических расчетов выходов товарных продуктов при переработке нефтей месторождений Киркук и Зубейр были получены сводные балансовые показатели для НПЗ разной глубины переработки, которые даны в таблицах 14 и 15.

Таблица 12 - Ресурсы сырья, направляемого на отдельные установки, при различных блок-схемах НПЗ переработки иракских нефтей (с тыс. тонн/год)

Наименование установки Нефть «Киркук» Нефть «Зубейр»

Вид схемы (рис. 2-4) Вид схемы (рис. 2-4)

НГПН УПН ГПН НГПН УПН ГПН

1. Установка ЭЛОУ-АТ 1350,00 1350,00 1350,00 1350,00 1350,00 1350,00

2. Установка ТК - 601,29 - - 584,15 -

3. Установка ЗК - - 601,29 - - 584,15

4. Установка ГО 416,62 639,70 670,97 489,24 705,96 736,34

5. Установка ГОБ 316,19 368,15 371,04 258,93 322,93 326,05

6. Установка КР 249,18 287,22 292,39 217,26 267,73 273,58

7. Установка ИЗ 64,57 78,29 75,77 39,49 52,74 49,72

8. Блок КЦА 22,18 25,56 26,02 19,34 23,83 24,35

9. Установка УПС 5,22 12,35 18,23 5,92 12,70 18,70

Таблица 13 - Выработка водорода (100%-ного) на установке КР и его распределение по установкам гидроочистки и изомеризации, потребляющим водород (в тыс. тонн/год)

Наименование установки Нефть «Киркук» Нефть «Зубейр»

Вид схемы (рис. 2-4) Вид схемы (рис. 2-4)

НГПН УПН ГПН НГПН УПН ГПН

1. Установка КР (с блоком КЦА) 4,61 5,17 5,41 3,69 4,43 4,64

2. Установка ГО 4,10 4,50 4,81 3,37 3,97 4,24

3. Установка ГОБ 0,30 0,42 0,38 0,20 0,30 0,25

4. Установка ИЗ 0,21 0,25 0,24 0,12 0,16 0,15

Расчеты расхода водорода, приведенные в таблицы 10 и данные по ресурсам сырья, направляемым на отдельные установки (табл. 12), позволили установить, что вырабатываемый на установке КР водород (100%-ный) с запасом покроет его потребносга в процессах гидроочистки и изомеризации во всех вариантах схем НГПН, УПН и ГПН. Избыток составляет от 1,5 до 2,4 тыс. тонн/год (в случае нефти «Зубейр») и от 2,1 до 3,0 тыс. тонн/год (в случае нефти «Киркук»).

Из таблиц 14 и 15 видно, что достигаемая глубина переработки нефти при реализации на НПЗ Ирака средней мощности различных блок-схем различается. Для схемы НГПН возможно получение 50,5 - 51,6% товарных моторных топлив, причем глубина переработки нефти достигает всего 52,8 - 54,2%. В случае схемы УПН можно получить 66,2 - 67,0% товарных моторных топлив и глубина переработки нефти доходит до 69 - 70%. Наконец, в случае схемы ГПН можно получить 68,4 - 69% товарных моторных топлив и довести глубину переработки нефти до 79,1 - 79,8%.

Таблица 14 - Сводные балансовые показатели по выходам товарных продуктов при переработке нефти «Киркук»

Наименование По схеме НГПН По схеме УПН По схеме ГПН

показателей (рис. 2) (рис. 3) (рис. 4)

тыс. % тыс. % тыс. % масс.

тонн/год масс. тонн/год масс. тонн/год

1. Переработка нефти 1350,00 100,00 1350,00 100,00 1350,00 100,00

2. Выпуск продукции

- автобензин 277,35 20,40 321,21 23,79 323,11 23,93

- дизтопливо 405,87 30,08 572,05 42,37 600,57 44,49

- рефлюкс 25,61 1,96 27,99 2,07 28,21 2,09

- котельное топливо 601,29 44,54 351,15 26,01 171,37 12,69

- кокс - - - - 99,84 7,39

- сера техническая 4,73 0,35 11,20 0,83 16,54 1,23

- сухой газ 9,37 0,69 10,86 0,81 11,01 0,82

- топливный газ 17,57 1,30 41,71 3,09 78,34 5,80

- всего продукции 1313,82 97,33 1283,60 95,07 1239,16 91,82

3. Потери 9,24 0,68 13,83 1,03 21,04 1,56

4. Потери + топливо 36,18 2,67 66,40 4,91 110,39 8,18

5. Глубина переработки - 52,78 69,07 _ 79,12

6. Выпуск моторных топ-

лив - 50,47 — 66,17 68,42

Таблица 15 - Сводные балансовые показатели по выходам товарной продукции

при переработке нефти «Зубейр»

Наименование показате- По схеме НГПН По схеме УПН 11о схеме ГПН

лей (рис. 2) (рис. 3) (рис. 4)

тыс. % тыс. % тыс. %

тонн/год масс. тонн/год масс. тонн/год масс.

1 2 3 4 5 6 7

1. Переработка нефти 1350,00 100,00 1350,00 100,00 1350,00 100,00

Продолжение таблицы 15

1 2 3 4 5 6 7

2. Выпуск продукции

- автобензин 223,47 16,55 279,41 20,70 281,39 20,84

- дизтопливо 475,42 35,22 623,74 46,21 650,75 48,20

-рефлюкс 27,75 2,06 29,87 2,21 30,46 2,23

- котельное топливо 584,15 43,27 341,14 25,27 165,90 12,29

- кокс - - - - 97,54 7,23

- сера техническая 5,37 0,40 11,52 0,85 16,96 1,25

- сухой газ 8,85 0,66 10,39 0,77 10,76 0,80

- топливный газ 15,65 1,16 40,11 2,97 75,79 5,61

- всего продукции 1316,16 97,50 1285,68 95,24 1242,68 92,05

3. Потери 9,34 0,68 13,82 1,02 20,77 1,54

4. Потери + топливо 33,84 2,50 64,32 4,76 107,32 7,95

5. Глубина переработки - 54,22 — 69,97 _ 79,76

6. Выпуск моторных

топлив - 51,77 - 66,90 - 69,05

Ожидаемые показатели качества моторных топлив следующие:

Из нефти

Автобензин Октановое число (ИМ) Содержание бензола

Содержание ароматических углеводородов

Дизтопливо Цетановый индекс Содержание серы Содержание ПЦА Температура застывания

«Киркук»

93,8 2,36% 49,6%

53 0,0040% 3,1% минус 10°С

Из нефти «Зубейр»

94,1 2,52% 52,5%

55 0,0045% 3,3% минус 11°С

В четвертой главе представлены результаты технико-экономической оценки целесообразности реализации различных вариантов переработки иракских нефтей на НПЗ средней мощности по схемам неглубокой, углубленной и глубокой переработки нефти.

В основу расчета положены ценовые показатели переработки нефти в России по состоянию на 2012г.

Средняя цена нефти на внутреннем рынке РФ составляла 12 тыс. руб./т.

Оптовые цены реализации моторных топлив составляли на автобензин АИ-92 - 25,35 тыс. руб./т, на дизтопливо Евро-4 - 27,14 тыс. руб./т. Цены на котельное топливо и нефтяной кокс были приняты равными 10 тыс. руб./т и 1,2 тыс. руб./т, соответственно. Низкая цена нефтяного кокса связана с его плохим качеством (высоким содержанием серы) и сложившейся общей ситуацией по его реализации в мире.

Цена сжиженного газа (рефлюкса) была принята равной 15 тыс. руб./т, цена технической серы в размере 900 руб./т.

Себестоимость товарных продуктов была рассчитана исходя из стоимости нефти и по удельным эксплуатационным затратам с учетом сырьевой нагрузки каждой установки (таблица 12).

Налоги и акцизы были рассчитаны по принятым методикам в отрасли, причем акцизы на 1 т автобензина составили 5995 руб., а на 1 т дизельного топлива - 2247 руб.

Для оценки капитальных вложений были использованы номограммы расчетов инвестиций, разработанные фирмой ООО «Прима-Химмаш» в виде отчета - справочника (2009г.).

Результаты технико-экономических расчетов представлены в таблица 16.

Наибольший годовой доход достигается при реализации варианта углубленной переработки нефти, когда в схему НПЗ включаются вторичные процессы и процесс жидкофазного термического крекинга. Вариант глубокой переработки нефти, включающий вместо ТК установку ЗК, из-за высокого выхода

топливного газа и низкой цены сернистого кокса уступает ему по доходности, хотя и дает наибольшую глубину переработки нефти (до 80%).

Таблица 16 - Технико-экономические показатели работы НПЗ средней мощности при переработке иракских нефтей по вариантам НГПН, УПН, ГПН

Показатели Нефть «Киркук» Нефть «Зубейр»

НГПН УПН ГПН НГПН УПН ГПН

1. Объем переработки нефти, тыс. т/год 1350,00 1350,00 1350,00 1350,00 1350,00 1350,00

2. Выработка моторных топлив, тыс. т/год 681,40 894,26 923,68 698,89 903,15 932,14

3. Стоимость товарной продукции, млн. руб. 24549,20 27871,41 27202,08 25047,59 28125,98 27577,71

4. Себестоимость товарной продукции, млн. руб. 17498,44 17862,81 18301,18 17459,65 17835,76 18256,59

5. Балансовая прибыль, млн. руб. 7050,76 10008,60 8900,90 7587,94 10290,22 9321,12

6. Налоги и акцизы, млн. руб. 4063,32 5310,25 5267,57 4033,42 5224,58 5237,96

7. Налогооблагаемая прибыль, млн. руб. 2987,44 4698,35 3633,33 3554,52 5065,64 4083,16

8. Налог на прибыль, млн. руб. 896,23 1409,51 1090,00 1066,36 1519,69 1224,95

9. Чистая прибыль, млн. руб. 2091,21 3288,84 2543,33 2488,16 3545,95 2858,21

10. Амортизация, млн. руб. 270,00 394,20 507,60 270,00 394,20 507,60

11. Годовой доход, млн. руб. 2361,21 3683,04 3050,93 2758,16 3940,15 3365,81

12. Капиталовложения, млн. руб. 6510,00 7884,00 10152,00 6510,00 7884,00 10152,00

13. Простой срок окупаемости, лет 2,76 2,14 3,33 2,36 2,01 3,02

14. Глубина переработки нефти, % 52,78 69,07 79,12 54,22 69,97 79,76

Базовый вариант неглубокой переработки нефти значительно уступает по доходности этим вариантам, дает самую низкую глубину переработки нефти (52,8 - 54,2%).

Таким образом, полученные технико-экономические показатели НПЗ при работе по схеме углубленной переработки нефти являются более предпочтительными по сравнению со схемой глубокой переработки нефти как по доходности, так и по сроку окупаемости капиталовложений (2 - 2,5 года).

ВЫВОДЫ

1. На основании экспериментов, проведенной комплексной технологической и технико-экономической оценки вариантов переработки нефтей месторождений «Киркук», «Зубейр» на иракских НПЗ средней мощности обоснована целесообразность реализации поточной схемы завода, включающей установки ЭЛОУ-АТ, жидкофазного термического крекинга, совместной гидроочистки дизельных фракций (в смеси с вторичным бензином), гидродоочистки бензина, каталитического риформинга тяжелой бензиновой фракции, изомеризации легкой бензиновой фракции и производства серы, внедрение которой обеспечивает выпуск моторных топлив до 66 - 67% на исходную нефть и глубину переработки нефти до 70%.

2. Показана возможность выпуска автомобильного бензина, соответствующего уровню требований класса Евро-2, и дизельного топлива, соответствующего уровню требований класса Евро-4.

3. Установлено, что ресурсы водорода, получаемого на установке каталитического риформинга (с блоком КЦА), покрывают потребность в водороде на установках гидроочистки и изомеризации с достаточным запасом.

4. В результате технологических расчетов по выбранной схеме переработки различных нефтей Ирака отмечено, что мощности установок вторичной переработки нефтяных фракций могут быть унифицированы для последующей разработки типовых рабочих проектов отдельных установок независимо от вида нефтяного сырья, добываемого в стране.

5. Годовой доход, получаемый от реализации выбранной схемы углубленной переработки нефти, позволяет достигнуть окупаемости капитальных

затрат на его реализацию в течение 2 - 2,5 лет.

22

Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих

публикациях:

Издания, рекомендованные ВАК:

1. Омран А.Д., Хайрудинов И.Р., Теляшев Э.Г. Сырьевая база и особенности развития нефтепереработки в Республике Ирак. - История науки и техники, 2012, №4 (спецвыпуск №1). - С. 93 - 95.

2. Хайрудинов И.Р., Тихонов A.A., Омран А.Д., Теляшев Э.Г. Выбор варианта термической переработки мазута Иракской нефти, Башкирский химический журнал, 2012,том 19, №2.-С. 156- 158.

3. Омран А.Д., Быстров А.И., Хайрудинов И.Р., Салихов А.И., Теляшев Э.Г. «Перспективы производства качественных моторных топлив на Иракских НПЗ средней мощности», Башкирский химический журнал, 2012, том 19, №4. -С. 35-38.

Другие публикации:

4. Хайрудинов И.Р., Али М.Р., Омран А.Д., Теляшев Э.Г. «Сырьевая база для производства нефтепродуктов в Ираке», Материалы МНПК «Нефтегазопере-работка и нефтехимия - 2007», г. Уфа, ГУЛ ИНХП РБ, 2007. - С. 13 - 14.

5. Хайрудинов И.Р., Омран А.Д., Тихонов A.A., Теляшев Э.Г. «Жидкофазный термический крекинг высокосернистого мазута», Материалы МНПК «Нефте-газопереработка - 2012», г. Уфа, ГУП ИНХП РБ, 2012. -С. 16- 77.

6. Хайрудинов И.Р., Салихов А.И., Теляшев Э.Г., Омран А.Д. «К вопросу о переработке сернистых нефтей в Республике Ирак на НПЗ средней мощности», Материалы Всероссийской НПК «Прикладная информатика в информационно-коммуникационном пространстве», г. Уфа, БИСТ филиал ОУП ВПО «AT и Со» . - С. 95 - 97.

Подписано в печать 15.03.2013. Бумага офсетная. Формат 60x84 Vis Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1 Тираж 100. Заказ 28

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства и типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

ОМРАН АЙД ДЖАБИР

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ ИРАКСКИХ НПЗ

СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ

Специальность:

05.17.07 - «Химическая технология топлива и высокоэнергетических О веществ»

со со

ю £ со 8

^ ю О о

Научный руководитель

СЭ доктор технических наук, член-корр. АН РБ,

профессор Теляшев Э. Г.

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2013

ч

Оглавление

стр.

Введение 4

Глава I. Литературный обзор 6

1.1 Разновидности НПЗ топливного профиля 6

1.2 Требования к качеству моторных топлив для современной и перспективной автомобильной техники 8

1.3. Технологические процессы производства моторных топлив 10

1.3.1. Процесс каталитического риформинга 10

1.3.2. Процессы риформинга со стационарным слоем катализатора 11

1.3.3. Процесс каталитического риформинга со стационарным слоем катализаторе (платформинг) 12

1.3.4. Процесс каталитического риформинга с движущемся слоем катализатора 14

1.3.5.Технология риформинга Французского института нефти 16

1.3.6. Процесс каталитического риформинга со стационарным слоем, включающий дополнительный реактор (квантоформинг) 17

1.3.7. Возможности риформинга как основного процесса производства товарных бензинов 18

1.3.8. Процесс экстракции бензола селективными растворителями 21

1.3.9. Процесс изомеризации 23

1.3.10. Процесс "РИГИЗ" 27

1.3.11. Процесс гидроочистки топлив 31

1.3.12. Классификация промышленных установок гидроочистки 32

1.3.12.1. Гидроочистка бензинов 33

1.3.12.2. Гидроочистка средних дистиллятов 34

1.3.13. Катализаторы гидрогенизационных процессов 35

1.3.14. Продукты гидроочистки 36

1.3.15. Регенерация катализатора гидроочистки 39

1.4. Термические процессы переработки нефтяных остатков по топливному направлению 39

1.4.1. Термический крекинг остатков 40

1.4.2. Замедленное коксование 43

1.5. Производство водорода методом паровой каталитического конверсии углеводородов 46

Глава 2. Методы исследования. Результаты анализов сырья, получаемых

продуктов. Описание пилотных установок 48

2.1. Результаты исследований сырья и продуктов ректификации 48

2.2. Описание пилотной установки термического крекинга и

р езул ьтато в оп ыто в 51

2.3. Описание пилотной установки коксования и результатов опытов 53

2

2.4. Дополнительная информация по дистиллятам 55 Глава 3. Результаты технологических расчетов по поточным схемам

переработки Иракских нефтей 59 Глава 4. Результаты технико-экономической оценки целесообразности реализации различных вариантов переработки Иракских нефтей на НПЗ

средней мощности 79

ВЫВОДЫ 81

Список использованных источников 82

Приложение I 86

Приложение 2 115

Введение

Мировой технический процесс требует постоянного развития энергетических отраслей промышлености, поэтому объёмы добычи нефти и выработка продукции из нефти является объектами престольного внимания практически всех государств мира с развитой экономикой.

Республика Ирака является одной из наиболее крупных нефтедобывающих стран мира, располагающий большим запасом сернистых нефтей, требующих квалифицированной переработки на НПЗ, оснащенных процессами вторичной переработки, включающих установки термодеструкции, гидрооблагораживания нефтяных фракций с доведением качества моторных топлив до современных требований мировых стандартов по содержанию серы и ароматических углеводородов.

Помимо крупных НПЗ Ирака, расположенных в городах Даура, Басра, Бэджи, в Северной провинции и провинции Салахадцин, имеющих единичные мощности в пределах 6,4-9,5 млн. тонн/год, на которых эксплуатируется установки ЭЛОУ-АВТ, гидроочистки средних дистиллятов, каталитического ри-форминга бензина, изомеризации легкого бензина и маслоблоки, в стране имеются порядка десятка средних и мелких НПЗ, располагающих только установками ЭЛОУ-АТ, на которых выпускаются топливные полуфабрикаты и котельное топливо.

Учитывая невысокие единичные мощности этих НПЗ (не более 1,4 млн. тонн/год) встает проблема дооборудования этих заводов установками вторичной переработки, наличие которых позволит организовать производство высококачественных моторных топлив и сократить выработку котельного топлива. Решение этой задачи государственного значения может быть осуществлено по различным направлениям, в зависимости от принимаемого набора установок вторичной переработки нефтяных фракции, при безусловном учете невысокой общей сырьевой нагрузки НПЗ. В виду того, что на заводах средней мощности число вводимых новых мощностей должно осуществляться с максимальным учетом ресурсной базы вторичных процессов и необходимости значительного снижения содержания серы в топливной продукции для условий Ирака целесообразно исходить из следующих предпосылок: а) исключить процесс вакуумной перегонки мазута; б) направить имеющиеся ресурсы мазута на процессы термодеструктивной переработки (термический крекинг, замедленное коксование), позволяющие получать значительные объемы вторичных дистиллятов; в) по возможности исключить дорогостоящий процесс производства водорода из природного газа за счет применения водородсодержащего газа процесса каталитического риформинга.

Такая постановка проблемы определила цель данной диссертационной работы, которая состояла в разработке возможных поточных блок-схем переработки Иракских нефтей и выборе варианта, обеспечивающего максимально-достижимый выход и качество моторных топлив при заданной мощности 1,31,4 млн. тонн нефтей в год.

Диссертационная работа включает 4 главы.

В первой главе представлен литературной обзор, включающий требования к современным моторным топливом, анализ состояния технического развития вторичных процессов нефтепереработки, используемых для гидрокаталитического облагораживания бензиновых и дизельных фракций нефти, получаемых при прямой перегонке и в процессах термодеструкции мазута (гудрона), а также процессов термического крекинга и коксования.

Во второй главе приведены описания методов исследования, свойств нефтяного сырья, даны схемы экспериментальных пилотных установок, а также сведения по материальным балансам процессов ректификации и термодеструкции, по результатам анализов продуктов, получаемых в этих процессах из нефтей месторождения «Киркук» и «Зубейр».

В третьей главе рассмотрены результаты технологических расчетов по поточным схемам переработки Иракских нефтей. По способу переработки нефтей на НПЗ топливного профиля рассмотрены варианты неглубокой, углубленной и глубокой переработки, включающие различные наборы процессов. Итогом проведенных расчетов являются сводные балансовые показатели по выходам товарной продукции, характеризующие достигаемые объемы выпуска моторных топлив (автобензина, дизтоплива) и значения глубины переработка нефти при различных вариантах оформления блок-схем.

В четвертей главе даны результаты технико-экономических расчетов показателей эффективности вариантов переработки Иракских нефтей по уровню доходности и окупаемости капитальных затрат.

Установлено, что наиболее предпочтительным по доходности и окупаемости является вариант углублённой переработки нефтей, включающий установку термического крекинга мазута и установки гидрокаталитического облагораживания дистиллятных фракций.

Глава I. Литературный обзор

Основной современной тенденций развития нефтепереработки в мире является увеличения выпуска моторных топлив и нефтехимического сырья при максимальном снижении доли потребления нефти в электро- и теплоэнергетике в качестве энергетического котельного топлива. Сверхглубокая степень переработки нефти, достигнутая в США за счет широкого применения процессов вторичной перегонки таких, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, замедленное коксования, алкилирования, изомеризация, каталитический риформинг, гидрообессеривание, обеспечивает стране выпуск 47% автобензинов, 39% диз-топливо и только 8% котельного топлива на нефть [1].

Для увеличения выпуска моторных топлив в Западной Европе реализуются программы широкого наращивания мощности процессов, углубляющих переработку нефти - каталитического крекинга, гидрокрекинга и коксования. В странах - экспортерах нефти наиболее крупными НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и Иран. Характерная особенность переработки нефти в этих странах - низкая глубина переработки нефти и малая насыщенность заводов вторичного процессами.

В качестве ключевых проблем нефтепереработки этих стран и России в настоящее время являются задачи: а) существенного углубления переработки нефти на основе малоотходных технологических процессов; б) увеличение производства высококачественных экологически чистых моторных топлив; в) освоение новых технологий, увеличение объемов переработки газовых конденсатов, природных газов и других альтернативных источников сырья; г) сокращение энергопотребления и повышение эффективности промышленного производства [2].

1.1 Разновидности НПЗ топливного профиля

НПЗ топливного профиля получили наибольше распространение в мире, поскольку по объему производства и потребления моторные топлива значительно превосходят другие нефтепродукты (смазочные масла, коксы, битумы) и продукцию нефтехимии.

По способу переработки нефти НПЗ топливного профиля классифицируют на 3 основных типа [3].

• НПЗ с неглубокой переработкой нефти (НГПН);

• НПЗ с углублённой переработкой нефти (УПН);

• НПЗ с глубокой переработкой нефти (ГПН);

Заводы с НГПН характеризуется наиболее простой технологической структурой (рис. 1), для их строительства требуются низкие капитальные затраты. Их основной не достаток - ограниченный ассортимент продуктов и большой удельной расход ценного нефтяного сырья.

Заводы с УПН (рис. 2) и особенно с ГПН (рис. 3) более предпочтительны, такие конфигурации НПЗ позволяют существенно снизить удельный расход

нефти на выработку моторных топлив, но требуют увеличения капитальных затрат.

Поэтому при выборе конфигурации НПЗ топливного профиля необходимо детальная приработка как технологических, так и экономических вопросов строительства, эксплуатации и сбыта продукции, получаемых на заводе. Для решения проблемы увеличения объема выпуска качественных моторных топлив на средних НПЗ Ирака требуется комплексный подход, учитывающий все эти аспекты производства.

1.2 Требования к качеству моторных топлив для современной и перспективной автомобильной техники

В последние десятилетия правительства многих стран принимают законодательные акты, направленные на сокращение содержания вредных веществ в выхлопных газах двигателей внутреннего сгорания. В этой связи ужесточились требования к моторным топливам. Еще в 2002г. Всемирная Топливная Хартия предусматривала выпуск четырех категорий дизельных топлив, предназначенных:

а) для рынков, на которых отсутствуют требования к качеству отработанных газов;

б) для рынков со строгими требованиями к качеству отработанных газов;

в) для рынков с повышенными требованиями к отработанными газам и ограничениями по качеству топлива;

г) для рынков со сверх жесткими требованиями к отработанным газам и качеству топлива.

Таблица 1 - Основные требования Всемирной Топливной Хартии к качеству дизельных топлив.

Показатели Категории

1 2 3 4

Цетановое число, не менее 48 53 55 55

Содержание серы, % <0,500 <0,030 <0,003 <0,001

Содержание ароматических углеводородов, % - <25 <15 <15

Содержание полициклических ароматических углеводородов (ПЦА), % - <5 <2 <2

Смазывающая способность по методу НРЯЯ, не более, мм 400 400 400 400

В отношения автомобильных бензинов также были приняты первоначальные требования, ограничивающие содержание ТЭС, серы, ароматических углеводородов.

Таблица 2 - Основные требования к автомобильным бензином

Показатели Экологический класс

N2 N3 N4

Содержание свинца мг/дм, не более 10 5 Отсутствие

Содержание серы, % <0,050 <0,015 <0,005

Содержание бензола, % <5 <1 <1

Содержание ароматических углеводородов, % Не нормируется <42 <35

Содержание олепинов, % Не нормируется <18 <18

Содержание кислорода, % Не нормируется <2,7 <2,7

Позднее в Европе были приняты единые требования к дизельным топли-вам (ЕЫ-590) и к автомобильным топливам (£N-228). С присоединением России к европейским экологическим программам в 2008г. был принят Технический Регламент, устанавливающий нормы для моторных топлив [4].

Таблица 3 - Основные требования Технического Регламента РФ к автомобильным бензином

Показатели Автомобильные бензины класса

Евро-2 Евро-3 Евро-4 Евро-5

Содержание серы, % масс. 0,050 0,015 0,005 0,001

Содержание кислорода, % масс. - <2,7 <2,7 <2,7

Содержание бензола, % об. <5 <1 <1 <1

Содержание ароматических уг- - <42 <35 <35

леводородов, % об.

Содержание олефинов, % масс. - <18 <18 <18

Октановое число

ММ 83 85 85 85

ИМ 92 95 95 95

Необходимо отметить, что требования по снижению содержания олефи-нов и ароматических углеводородов в автобензинах ограничивает использования в бензиновом пуле продуктов каталитического крекинга и каталитического риформинга и требует вовлечения компонентов не содержащих этих углеводородов (алкилатов, оксигенатов), а также применения технологий получения неароматических компонентов бензина (изомеризатов и других продуктов деаро-матизации).

В случае дизельных топлив их глубокое обессеривания до содержания серы 0,001-0,005% требует дополнительно вовлечения в топливо противоизнос-ных (смазывающих), антиокислительных присадок, а также компонентов, повышающих цетановое число [5].

Таблица 4 - Основные требования Технического Регламента РФ к дизельным топливам

Показатели Дизельное топливо класса

Евро-2 Евро-3 Евро-4 Евро-5

Содержание серы, % масс. Не более 0,050 0,035 0,005 0,001

Температура вспышки, не выше, °С 40 40 40 40

95% выкипает не выше, °С 360 360 360 360

Содержание полициклических ароматических углеводородов, % масс. - <11 <11 <11

Цетановое число 45 51 51 51

Предельная температура фильтруемости, °С -20 -20 -20 -20

Смазывающая способность ДПИ, не более, мкм 460 460 460 460

1.3. Технологические процессы производства моторных топлив

1.3.1. Процесс каталитического риформинга

Процесс каталитического риформинга для большинства НПЗ является базовым процессом производства высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

На протяжении последних лет требования к октановым характеристикам автобепзинов постоянно повышались, а технология риформинга совершенствовалась в направлении повышения содержания ароматических углеводородов в риформате, и увеличения выхода риформата[6].

Сущность процесса заключается в превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов сырья в ароматические углеводороды, параллельно при этом часть парафиновых углеводородов превращается в изопарафины. Также в процесс риформинга образуется небольшое количество непредельных углеводородов.

Однако экологические требования все более ограничивают содержание ароматических углеводородов в бензинах и заставляют НПЗ вводить новые процессы, обеспечивающие необходимые октановые характеристики. В то же время, на сегодня полностью отказаться от производства риформата невозможно. В настоящий момент это наиболее дешевый и традиционный способ облагораживания прямогонной бензиновой фракции 85-180 °С. Кроме того, для многих предприятий он является единственным источником производства водорода, потребность в котором при постоянном росте мощностей по гидро-обессериванию бензинов, дизельных топлив существенно возрастает [6].

Первые промышленные установки каталитического риформинга строились с использованными алюмокобальтмолибденого катализатора и имели очень короткий межрегенерационный пробег (7-10 дней). Как правило, они состояли из двух блоков, один блок был в работе, а другой блок - на регенерации катализатора.

Следующим этапом развития риформинга стало использование платино-содержащих катализаторов, что позволило значительно увеличить межрегене-рационный пробег, увеличить выход ароматических углеводородов улучшить технико-экономические показатели процесса [7].

В дальнейшим процесс каталитического риформинга развивался за счёт совершенствования используемых в процесс катализаторов и усовершенствования схемы проведения самою процесса, появления процесса каталитического риформинга с непрерывный регенерацией катализатора (Н.Р.К) позволило одновременно снизить рабочее давление и увеличить температуру в реакторах, что в свою очередь провело к увеличению выхода риформата, водорода, и повышению содержания ароматических углеводородов в риформате и конечном итоге к увеличению октанового числа риформата на выходе с установки [8,9].

Использование платиносодержащих катализаторов потребова�