СПОСОБ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЕЗАВОДСКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА
METHOD FOR COMPREHENSIVE TREATMENT OF REFINERY HYDROCARBON GAS

Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности.
Известные способы переработки нефтяных газов направлены преимущественно на извлечение из газа некоторых ценных компонентов с использованием значительной части газа в качестве заводского топлива.
Известен способ каталитической конверсии углеводородов, в котором продукты реакции каталитического крекинга отбирают из реактора и разделяют на фракции для получения легких олефинов, бензина, дизельного топлива, тяжелого дизельного топлива и других ненасыщенных низкомолекулярных углеводородов (патент на изобретение RU №2418842 С2, C10G 11/05, С07С 7/144, B01J 29/80, B01J 29/072, B01J 29/076, 20.05.2011). Недостатком данного способа является выделение водорода и легких углеводородов -метана и этана - в виде отходящего сухого газа, используемого далее как топливо, что приводит к неэффективному использованию углеводородов и снижению ресурсов сырья нефтехимических производств.
4
3
Известен способ получения среднедистиллятного продукта и низших олефинов из углеводородного исходного сырья, в котором продукты каталитического крекинга газойля разделяются на несколько потоков крекированного газойлевого продукта с отделением по меньшей мере одного низшего олефинового соединения, используемого в качестве сырья для производства полиолефинов, при этом рафинатный поток, содержащий по меньшей мере один из С и С рафинатов, образуется в блоке экстракции бутадиена или блоке экстракции изопрена (заявка на изобретение RU №2010126474 A, C10G 11/18, 10.01.2012). Недостатком данного способа также является выделение водорода и легких углеводородов - метана и этана - в виде отходящего сухого газа, используемого далее как топливо, что приводит к неэффективному использованию углеводородов и снижению ресурсов сырья нефтехимических производств.
Известен также способ замедленного коксования нефтяных остатков и реактор коксования, в котором обеспечивается нагрев первичного исходного сырья в трубчатой печи, смешение его с кубовым остатком (квенчингом) ректификационной колонны с получением вторичного сырья, который далее нагревается в трубчатой печи и коксуется в реакторе с выделением парогазовых продуктов коксования, которые охлаждаются за счет ввода охлаждающей струи и сепарируются в циклоне, при этом паровую фазу отводят из циклона в концентрационную часть ректификационной колонны, а жидкую часть возвращают непосредственно в реактор, ректификационная колонна разделяет продукты коксования на газ, бензин, водный конденсат, отводимые с верха ректификационной колонны, легкий и тяжелый газойль, отводимые боковыми погонами из колонны, кроме того ректификационная колонна снабжена двумя циркуляционными орошениями (патент на изобретение RU №2339674 C1, С10В 55/00, 27.11.2008). Недостатком данного способа является отсутствие рационального использования газа, направляемого в топливную сеть завода.
Известен также способ замедленного коксования нефтяного сырья, в котором обеспечивается нагрев исходного сырья после смешения его с кубовым остатком (квенчингом) ректификационной колонны в трубчатой печи, коксованием его в реакторе с выделением парогазовых продуктов коксования, которые в дальнейшем разделяются в ректификационной колонне с получением газожидкостной смеси с верха колонны и последующим выделением из нее водного конденсата, газа коксования и бензина коксования, а также с отводом из концентрационной части ректификационной колонны боковыми погонами легкого и тяжелого газойля (патент на изобретение RU №2282656 С1, С10В 55/00, С10В 57/16, 27.08.2006). Недостатком данного способа, как и в предыдущем изобретении, является отсутствие рационального использования газа, направляемого в топливную сеть завода.
Известен способ извлечения пропилена из газовых продуктов каталитического крекинга, который заключается в том, что исходное сырье, состоящее из охлажденных продуктов каталитического крекинга, поступает в сепаратор, где разделяется на два потока: нижний углеводородный поток поступает во фракционирующий абсорбер, а верхний водородсодержащий газовый поток, проходит через устройство мембранного разделения, где извлекается водород, а сконцентрированная углеводородная часть подается на ту же тарелку фракционирующего абсорбера, на которую подается нижний углеводородный поток, на верх фракционирующего абсорбера подается свежий абсорбент на смешение с газовым потоком, выводимым из фракционирующего абсорбера в конденсатор, и, после частичной конденсации, получаемая во втором сепараторе смесь разделяется на сухой газ и конденсат, подаваемый на верх фракционирующего абсорбера в качестве абсорбента. Снизу фракционирующего абсорбера отводится отработанный абсорбент, насыщенный пропиленом и другими извлекаемыми из исходного сырья компонентами, на последующую регенерацию абсорбента и выделение извлекаемых из исходного сырья компонентов (Патент US 6,723,231 В1 «Извлечение пропилена» C10G 7/02; C10G 7/00; B01D 3/14). Недостатком данного изобретения является использование сухого газа, в состав которого входят такие ценные компоненты, как водород, метан, этан, этилен, в качестве нефтезаводского топлива.
3
Известен также способ переработки углеводородного газа при помощи низкотемпературной конденсации, в котором охлажденный поток углеводородного газа подают на первую ступень фракционирования с получением верхнего продукта - газовой фазы, обогащенной метаном, и нижнего продукта - конденсата, который направляют на вторую ступень фракционирования с отводом полученной газовой фазы деэтанизации и жидкой фазы, обогащенной тяжелыми углеводородами С и выше (патент на изобретение RU №2382302 C1, F25J 3/00, 20.02.2010). Недостатками данного изобретения являются:
3
1. В способе предусмотрены только деметанизация и деэтанизация углеводородного газа с получением фракции С и выше, что приводит к потере ценных углеводородов - метана и этана, а получаемая широкая фракция легких углеводородов требует дальнейшего разделения для получения конечных продуктов.
2. Рекомендация охлаждения газа деэтанизации дополнительно путем теплообмена с потоком нижней зоны первой ступени фракционирования практически нереализуема, поскольку температура газа ниже температуры потока нижней зоны, что не позволит охлаждать газ.
Наиболее близким к заявляемому способу глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа является метод производства олефинов разделением продуктов переработки отходящего газа и других легких углеводородов от различных технологических установок первичной и вторичной переработки нефти, который включает источник отходящих газов в начале процесса и пиролизную печь в конце, заключающийся в получении отходящего газа, содержащего, этан и пропан, объединение отходящего газа с этаном и пропаном, полученных в пиролизной печи, и насыщение его водяным паром с последующим пиролизом полученного потока в пиролизной печи и разделением крекируемого продукта на водород, метан, этилен, пропилен, высшие углеводороды и топливный газ. (Заявка на патент US 2012/0053383 А1 «Метод производства олефинов разделением продуктов переработки отходящего газа и других легких углеводородов» С07С 4/04; С07С 1/02; C10G 57/00, 01.03.2012). Недостатками данного изобретения являются:
1. Относительно высокое содержание метана и водорода в сухом газе при работе схемы на получение этилена на уровне 25% масс, (продукт переработки насыщенных углеводородов), 48% масс, (отходящий газ коксования) приводит к перегрузке пиролизной печи балластными компонентами и снижает экономическую эффективность пиролиза.
2. Остается нерешенной задача утилизации сероводорода и диоксида углерода, выделяемых на стадии регенерации аминового растворителя, который извлекает указанные компоненты из исходных потоков углеводородных газов.
3. Продукты пиролиза от пиролизных печей, работающих на этансодержащем и пропансодержащем сырье, имеют различные составы и их совместная переработка в единой технологической системе разделения конечных продуктов пиролиза неизбежно приведет к сложности регулирования этой системы при колебаниях производительности установки по различным видам сырья.
Общим недостатком аналогов и прототипа является использование в качестве сырья отходящих газов одной или нескольких технологических установок, что не решает в полном объеме задачу переработки нефтезаводских углеводородных газов.
4
При создании изобретения перед авторами ставилась задача целесообразного использования нефтезаводского углеводородного газа различных технологических установок нескольких нефтеперерабатывающих заводов с получением комплекса углеводородов для их дальнейшего использования в процессах нефтехимии и нефтепереработки, при этом особое внимание было уделено производству этилена, в связи с большими потребностями в нем в нефтехимической отрасли промышленности, а также увеличению производства высокооктановых компонентов автомобильных бензинов с вовлечением в него углеводородов С и выше, содержащихся в углеводородных газах.
В настоящее время на группе НПЗ, перерабатывающей около 20 млн. т нефти в год, насчитывается несколько десятков установок первичной переработки нефти, вторичных каталитических процессов, большинство которых имеют самостоятельные блоки переработки углеводородных газов. Основная часть блоков переработки углеводородных газов не обеспечивают переработку необходимого количества газа с получением конечных продуктов высокого качества. Повысить объем переработки газа и качества конечных продуктов можно двумя путями:
1. Выполнить реконструкцию большого количества малотоннажных блоков переработки газа на действующих технологических установках, что требует в сущности строительства новых блоков с более совершенными техническими характеристиками, приводя к потребности в огромных инвестициях, что явно нецелесообразно в настоящих экономических условиях.
2. Вырабатываемые на нефтеперерабатывающих заводах углеводородные газы представляют собой по сущности три разновидности газов: сжиженные газы, используемые далее как сырье нефтехимических производств, и топливные газы двух видов: газы, содержащие много этана, и газы, содержащие много водорода. Топливные газы нецелесообразно использовать в качестве топлива, поскольку при одинаковом энергетическом потенциале по сравнению с природным газом, они содержат ценные углеводородные компоненты (этан, пропан, бутан), которые эффективнее использовать в качестве сырья нефтехимических производств. Поэтому целесообразно выделение на технологических установках различных нефтеперерабатывающих заводов однотипных по характеристикам газовых потоков с их последующим объединением и переработкой на одной новой установке комплексной очистки и разделения нефтезаводского углеводородного газа, при этом снижение производительности эксплуатируемых блоков переработки углеводородных газов позволит повысить качество разделения за счет изменения технологического режима практически без их реконструкции.
5
2
x
Решение поставленной задачи достигается за счет объединения некоторых однотипных отходящих газов, в частности, рефлюкса, водородсодержащего отходящего газа, этансодержащего газа различных технологических установок ряда нефтеперерабатывающих заводов с последующими стадиями компримирования однотипных исходных газов, индивидуальной очистки каждого из исходных газов от сероводорода и диоксида углерода, разделения рефлюксной фракции на легкую этансодержащую фракцию, фракцию углеводородов С и выше и основные пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции, используемые для выработки высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и/или олигомеризации и/или продуктов нефтехимического синтеза, в том числе полипропилен, а непрореагировавшие при этом пропан и бутан используются для получения сжиженной технической пропан-бутановой фракции, получения водорода с использованием водородсодержащего отходящего газа, компримирования, осушки, очистки от примесей О, As, Hg, NO и других примесей, являющиеся ядами катализаторов и оборудования, разделения осушенной этансодержащей фракции на деэтанизированный газ, сжиженную этановую фракцию и фракцию легких углеводородов, химического преобразования этановой фракции с получением этилена в печи пиролиза, разделения продуктов пиролиза с выделением этилена, непрореагировавшего сырья и нецелевых продуктов пиролиза, при этом этилен по продуктопроводу направляется на производство полиэтилена и/или поливинилхлорида, окиси этилена и другие продукты нефтехимического синтеза, а непрореагировавшее сырье возвращаются в процесс пиролиза.
Технический результат достигается тем, что в результате рационального использования части нефтезаводского углеводородного газа ряда нефтеперерабатывающих предприятий расширяется ассортимент выпускаемой продукции, включающий получение высококачественного этилена, сжиженной технической смеси пропана и бутана, используемой в качестве топлива для автомобильных двигателей, высокооктановых компонентов бензина, водорода, кроме того, на блоках переработки углеводородных газов отдельных технологических установок ряда нефтеперерабатывающих предприятий создается резерв мощностей, позволяющий повысить выходы и качество получаемой конечной продукции.
В заявляемом изобретении в способе глубокой переработки нефтезаводских углеводородных газов нескольких нефтеперерабатывающих заводов, включающем очистку газов и их разделение в массообменных аппаратах, в качестве исходных газов используются смеси однотипных нефтезаводских газов с различных технологических установок, представляющие собой этансодержащую фракцию углеводородов, фракцию углеводородов с повышенным содержанием водорода и рефлюксную фракцию, проходящие дальнейшую обработку на следующих стадиях:
a. компримирование однотипной смеси исходных газов;
b. индивидуальная очистка каждого из исходных газов от сероводорода и диоксида углерода;
5
c. разделение рефлюксной фракции на легкую этансодержащую фракцию углеводородов, пропан-пропиленовую фракцию, бутан-бутиленовую фракцию и фракцию углеводородов С и выше;
d. получение водорода с использованием углеводородной фракции с повышенным содержанием водорода;
2
x
3
e. компримирование, осушка, очистка от примесей О, As, Hg, NO этансодержащей фракции и разделение на деэтанизированный газ, направляемый на стадию d, этановую фракцию, направляемую на стадию f, и фракцию углеводородов С и выше, направляемую на стадию с;
f. газохимический процесс преобразования этановой фракции с получением этилена в печи пиролиза;
g. разделение продуктов пиролиза с выделением этилена, непрореагировавшего сырья и водородсодержащего углеводородного газа, при этом этилен по продуктопроводу направляют на производство полиэтилена и/или поливинилхлорида, окиси этилена и другие продукты нефтехимического синтеза, а непрореагировавшее сырье направляют на стадию f, и водород со держащий углеводородный газ направляют на стадию d;
h. получение технической сжиженной пропан-бутановой смеси компаундированием пропана и бутана;
i. использование пропан-пропиленовой фракции со стадии С для выработки высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и (или) олигомеризации, или для выработки продуктов нефтехимического синтеза, непрореагировавший пропан направляют на стадию h для получения технической сжиженной пропан-бутановой смеси;
j. использование бутан-бутиленовой фракции со стадии с для выработки высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и (или) олигомеризации или для выработки продуктов нефтехимического синтеза, непрореагировавший бутан направляют на стадию h для получения технической сжиженной пропан-бутановой смеси.
Для расширения сырьевой базы установки целесообразно в качестве однотипных нефтезаводских газов использовать углеводородные газы, получаемые с установок первичной атмосферной переработки нефти, замедленного коксования, каталитического крекинга, висбрекинга, гидроочистки, риформинга и других технологических установок топливного и газокаталитического производств, при этом на стадии а смесь однотипных нефтезаводских газов компримируется до давления 0,5-1,5 МПа, обеспечивающего последующую абсорбционную очистку однотипных потоков со стадии а от содержащихся в них сероводорода и диоксида углерода, при этом на стадии b абсорбционная очистка трех однотипных смесей исходных газов выполняется раздельно в трех абсорбционных колоннах с подачей в качестве реагента абсорбента (например, метилдиэтаноламина), с обеспечением глубокой очистки рефлюкса, этансодержащей фракции углеводородов и фракции углеводородов с повышенным содержанием водорода от сероводорода и диоксида углерода до уровня остаточного содержания сероводорода в газе не более 5 ppm а диоксида углерода не более 200 ppm. Регенерация насыщенных растворов абсорбента (например, метилдиэтаноламина), поступающего с трех абсорбционных колонн очистки рефлюкса, этансодержащей фракции углеводородов и фракции углеводородов с повышенным содержанием водорода на стадии b предусмотрен блок регенерации насыщенного раствора абсорбента (например, метилдиэтаноламина), при этом регенерированный раствор абсорбента (например, метилдиэтаноламина) возвращается в абсорбционные колонны, а продукты десорбции - сероводород и диоксид углерода направляются в качестве сырья для получения серы и синтез-газа.
5
5
Целесообразно, на стадии с разделение рефлюксной фракции на легкую этансодержащую фракцию, пропан-пропиленовую, бутан-бутиленовую и фракцию углеводородов С и выше осуществлять в системе, по крайней мере, трех простых ректификационных колонн, с верха которых последовательно отбирают легкую этансодержащую фракцию, пропан-пропиленовую фракцию, бутан-бутиленовую фракцию, а снизу третьей колонны - фракцию углеводородов С и выше.
На стадии d получение водорода с использованием фракции углеводородов с повышенным содержанием водорода выполняется с дополнительной подачей природного газа в качестве дешевого и малоценного топлива.
2
x
Полезно на стадии е компримирование этансодержащей фракции выполнять в компрессоре до давления 3-3,5 МПа, что обеспечит технологический режим серии последующих блоков без дополнительного дожимания потоков. Кроме исходной этансодержащей фракции на стадию е также подается этансодержащая фракция, выделяемая на стадии с.В связи с предполагаемым дальнейшим разделением сжатой этансодержащей фракции на стадии е предусмотрена глубокая осушка этансодержащего углеводородного газа, которая может быть обеспечена синтетическими цеолитами, опыт применения которых гарантирует достижение температуры точки росы осушаемого газа до минус 80°С и ниже, что воспрепятствует образованию кристаллогидратов в последующем технологическом оборудовании и трубопроводных системах. На стадии е осушку этансодержащей фракции можно обеспечить, в одном адсорбере и одном десорбере, работающие попеременно. Очистка этансодержащей фракции от примесей О, As, Hg, NO, являющиеся ядами катализаторов и оборудования, предусмотрено на стадии е разделение осушенной этансодержащей фракции на деэтанизированный газ, содержащий 80-96% об. метана и от 20 до 4% об. водорода, направляемый на стадию d, фракцию легких углеводородов, направляемую на стадию с и этановую фракцию, направляемую на пиролиз на стадию f.
Получение этилена как одного из важнейших целевых продуктов осуществляется на стадии g газохимическим процессом преобразования этановой фракции в печи пиролиза и производится при давлении в зоне реакции 0,3-0,15 МПа и температуре 780-850°С с последующим разделением продуктов пиролиза на стадии g методом низкотемпературного разделения с выделением этилена, непрореагировавшего этана, углеводородных газов с примесью водорода и выполняется в блоке ректификационных колонн, при этом непрореагировавший этан возвращается на стадию f, углеводородные газы с примесью водорода подаются на стадию d.
Полученные на стадии С пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции являются ценным реагентом процессов алкилирования и (или) олигомеризации бензинов, поэтому их можно использовать раздельно для выработки высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и (или) олигомеризации или для выработки продуктов нефтехимического синтеза: пропан-пропиленовая фракция используется для выработки высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и (или) олигомеризации или для выработки продуктов нефтехимического синтеза на стадии i, а бутан-бутиленовая фракция на стадии j подвергается также процессам алкилирования и (или) олигомеризации с получением высокооктановых компонентов бензина и продуктов нефтехимического синтеза. Непрореагировашие на стадиях i и j пропан и бутан целесообразно направлять на стадию h с получением технической смеси пропана и бутана, который можно использовать в качестве топлива для автомобильных двигателей.
На фигуре 1 представлена схематичная иллюстрация реализации способа глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа.
Получаемые на трех нефтеперерабатывающих предприятиях (НПЗ) 10, 20, 30 потоки с различных технологических установок, представляющие собой рефлюксную фракцию (потоки 101, 104, 107), фракцию углеводородов с повышенным содержанием водорода (потоки 102, 105, 108) и этансодержащую фракцию углеводородов (потоки 103, 106,109), поступающие в блоки компримирования 35,40 и 45 соответственно.
Рефлюксная фракция (СУГ) (поток ПО) поступает в блок аминовой очистки 50 с получением очищенной от сероводорода и диоксида углерода рефлюксной фракции. Далее очищенная рефлюксная фракция (поток 113) направляется в блок разделения рефлюкса 55 с получением пропан-пропиленовой фракции (поток 118), бутан-бутиленовой фракции (поток 119), этансодержащей фракции (поток 116) и фракции углеводородов С5 и выше (поток 117). Выделенная в блоке разделения рефлюкса 55 пропан-пропиленовая фракция (поток 118) может частично/полностью быть направлена на выработку высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и (или) олигомеризации (блок 95) и/или на выработку продуктов нефтехимического синтеза, при этом в блок 95 поступает по линии 122 изопентан из блока изомеризации бензина 90, куда в качестве сырья подается фракция 62-70°С (поток 121). Непрореагировавший в процессе пропан (поток 120) направляется на получение технической пропан-бутановой смеси и отводится с потоком 137. Полученный при алкилировании/олигомеризации продукт (поток 124), выводится из установки. Выделенная в блоке разделения рефлюкса 55 бутан-бутиленовая фракция (поток 119) направляется на выработку высокооктановых компонентов бензина с использованием процессов алкилирования и (или) олигомеризации или для выработки продуктов нефтехимического синтеза (блок 100). Непрореагировавший бутан (поток 125) направляется на получение технической пропан-бутановой смеси. Полученный при алкилировании/олигомеризации продукт (поток 126), выводится из блока 100 и объединяется с потоком изомеризата 123 и продуктом 124 и далее отводится потоком 127.
Фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (поток 111), выводимая из блока 40, поступает в блок аминовой очистки 60. Очищенная до уровня 5 ppm по сероводороду и 200 ppm по диоксиду углерода фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (поток 114) и природный газ, используемый в качестве топлива (поток 135), направляются в блок 65, в котором производится как целевой продукт водород (поток 136), используемый далее как реагент в разнообразных нефтехимических процессах.
2
3
Этансодержащая фракция углеводородов (поток 112), выводимая из блока 45, поступает в блок аминовой очистки 65. Очищенная до уровня 5 ppm по сероводороду и 200 ppm по диоксиду углерода этансодержащая фракция углеводородов (поток 115) и этансо держащая фракция из блока 55, направляется на газоперерабатывающую установку (ГПУ) 75, где проводится ее адсорбционная осушка синтетическими цеолитами до достижения точки росы осушаемого газа минус 80°С, компримирование до давления 3,5 МПа, очистка от примесей О, As, Hg, NOx и разделение методом ректификации на водородсодержащий газ (поток 128), широкую фракцию углеводородов С и выше (поток 129) и этановую фракцию (поток 130) соответственно направляемые на PSA (блок 65), разделение рефлюкса (блок 55) и на пиролиз (блок 80).
Этановая фракция (поток 130) поступает в печь пиролиза 80, после которой продукты пиролиза (поток 132) поступают в блок низкотемпературного разделения 85, в котором полученный пирогаз компримируется, очищается от примесей и разделяется на потоки товарного этилена (поток 134), непрореагировавшего этана (поток 133), возвращаемого на рециркуляцию в блок 80, и водородсодержащего газа, поступающего потоком 131 на блок производства водорода 65. Выделенный этилен (поток 134) направляется на производство полиэтилена и (или) поливинилхлорида, окиси этилена и других продуктов нефтехимического синтеза.
Целесообразность предлагаемого способа глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа обосновывается следующими примерами.
3
Пример 1. На каждом из трех НПЗ одной из нефтяных компаний, расположенных рядом друг с другом на различных установках газокаталитических и топливных производств, входящих в эти НПЗ, вырабатывается в среднем от 30 до 50 тыс.нм/ч углеводородных газов. Если на каждом НПЗ построить установку глубокой переработки нефтезаводского газа, то это потребует инвестиций в размере 0,5-0,6 млрд. руб. для каждого предприятия и 1,5-1,8 млрд. руб. в совокупности для трех заводов. В противном случае, расчетная стоимость одной укрупненной установки глубокой переработки газа для всех заводов составит не более 0,7 млрд. руб. Подобную установку целесообразно разместить в середине групп НПЗ, что значительно уменьшит расходы на транспортировку перерабатываемого газа на единую укрупненную установку. Таким образом, строительство единой укрупненной установки вместо трех отдельных заводских установок экономически целесообразно и позволяет уменьшить капиталовложения на величину 0,8-1,1 млрд. руб.
3
Пример 2. Применяемые в заявляемом способе разделения заводских углеводородных газов методы имеют низкую энергоемкость, что снижает себестоимость вырабатываемой продукции. При мощности по разделяемым газам до ПО тыс.нм/ч, при выходном давлении газов 1,5 МПа потребность в электроэнергии составляет 0,1 МВт, а теплоносителя (водяной пар при давлении 6 МПа) - до 3 Гкал/ч.
Пример 3. При строительстве единой укрупненной установки переработки заводских газов вместо использовавшихся в качестве печного топлива газов технологических установок придется использовать покупаемый со стороны природный газ. Стоимость заводского топливного газа 4350 руб./т практически одинакова со стоимостью природного газа. При этом затраты на закупаемый природный газ составят до 5 млрд. руб./год. Если из 950 тыс.т/год, собираемых с трех заводов газов, 610 тыс.т/год заводского газа подвергать глубокой переработке в соответствии с предлагаемым методом и 340 тыс.т/год образовавшего газа после переработки вернуть на НПЗ, то будут получены следующие конечные продукты более высокой стоимости, чем исходный газ (без учета возвращаемого в технологические процессы водорода и отходов, которые могут быть включены в топливную сеть завода):
- выработка этилена при цене 24 тыс.руб./т в объеме 200 тыс.т/год обеспечит доход 4,8 млрд. руб.;
- выработка СПБТ, в качестве топлива для автомобильных двигателей, при цене 16 тыс.руб./т в объеме 350 тыс.т/год обеспечит доход 5,6 млрд. руб.;
- выработка из рефлюкса пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции, используемых в процессах алкилирования и (или) олигомеризации, при цене 20 тыс.руб./т в объеме 30 тыс.т/год обеспечит доход до 0,6 млрд. руб./год.
Таким образом, при выработке 950 тыс.т/год, с учетом возврата 340 тыс.т/год газа на НПЗ, стоимостью 2,7 млрд. руб./год нефтезаводского газа будут получены 580 тыс.т/год ценных продуктов общей стоимостью 11 млрд. руб./год.
Таким образом, строительство единой укрупненной установки вместо трех отдельных заводских установок позволяет получить дополнительный доход от выработки ценной углеводородной продукции в размере 8,3 млрд. руб./год.
Пример 4. Капиталовложение на строительство единой укрупненной установки составляют до 0,7 млрд. руб., на строительство трубопроводной системы, соединяющей три НПЗ с установкой - 0,2 млрд. руб., что в сумме составляет 0,9 млрд. руб. Эксплуатационные затраты на переработку нефтезаводского углеводородного газа не превышают 0,8 млрд. руб./год. Стоимость сырья 2,7 млрд. руб./год. Прибыль от выработки конечной продукции составляет 8,3 млрд. руб./год. Таким образом, затратность на переработку сырья составляет 0,3 руб./руб. сырья. Окупаемость капиталовложений составит 1,2 месяца.
4
Заявляемое изобретение позволяет успешно решить с существенным экономическим эффектом поставленную задачу целесообразного использования нефтезаводского углеводородного газа различных технологических установок нескольких нефтеперерабатывающих заводов с получением комплекса углеводородов для их дальнейшего использования в процессах нефтехимии и нефтепереработки, при этом обеспечивается производство этилена, а также увеличение производства высокооктановых компонентов автомобильных бензинов с вовлечением в него углеводородов С и выше, содержащихся в углеводородных газах.