Thread Content
Последнее редактирование этой записи сделал пользователь «Я по натуре добр» 14 августа 2016 года в 16:29. Прогресс в применении технологии гидрокрекинга мазута. В настоящее время экономическое развитие нашей страны вошло в «новую нормальность», при этом особое внимание уделяется качеству развития, охране окружающей среды и экономии ресурсов. Обеспечение экологически чистого производства и эффективного использования энергии является главной проблемой, стоящей перед зеленым, чистым и устойчивым развитием нефтеперерабатывающей промышленности Китая. В настоящее время международные цены на нефть находятся на низком уровне, поэтому переработка крайне низкокачественной сырой нефти на нефтеперерабатывающих заводах больше не является экономически целесообразной. Однако в долгосрочной перспективе тенденция к ухудшению качества сырой нефти неизбежна, и технологии переработки тяжелой нефти, включая методы снижения вязкости, коксование и гидрорегенерацию фракций нефти, по-прежнему остаются ключевыми технологиями, которые необходимо активно применять и постоянно совершенствовать в будущем. По сравнению с такими термическими процессами обработки, как снижение вязкости и коксование, технология гидрогенизации нефтяного гудра обладает высокой универсальностью с точки зрения используемого сырья и гибкостью в процессе обработки. Благодаря этому она позволяет эффективно и экологично использовать нефтяной гудр, что делает её ключевым инструментом для преодоления проблемы ухудшения качества сырой нефти. Технологии гидрогенизации нефтяного гудра в основном делятся на два вида: гидротермическая обработка и гидрокракинг. Технология гидрореформинга нефтяного гудра в основном представляет собой процесс гидрореформинга в фиксированном слое; эта технология является зрелой и используется для переработки нефтяного гудра с целью получения сырья для каталитических крекинговых установок. Уровень преобразования обычно составляет всего 15–20%. Технология гидроразкисления нефтяного гудра в основном делится на два типа: котловое и суспензионное течение; она используется для преобразования некачественного нефтяного гудра в топливо для энергетических целей. Технология гидрокрекинга в кипящем слое позволяет перерабатывать низкокачественное мазутное сырье с высоким содержанием остаточного углерода и металлов; она сочетает в себе функции крекинга и очистки, обеспечивая высокий коэффициент превращения (60–80%) и степень очистки ； Однако давление водорода высокое (>15 МПа), что предъявляет особые требования к катализатору. Основными признаками технологии гидрокрекинга мазута в суспензионном слое являются высокий коэффициент превращения и небольшое количество выделяющегося остаточного масла. По сравнению с гидрокрекингом в котловане с кипящим слоем, уровень превращения при гидрокрекинге в подвешенном слое обычно достигает 90% и более, что свидетельствует о явных преимуществах. Однако с точки зрения промышленного применения этот метод ещё не столь развит и распространён, как гидрокрекинг в котловане с кипящим слоем. Современное состояние применения технологий и сравнительный анализ 1. Технология гидроразложения нефтяного гудра в котле с бурлящим слоем >>>> Современное состояние применения. В мире основными технологиями гидроразложения нефтяного гудра в котле с бурлящим слоем являются технология H-Oil компании Axens, технология LC-Fining компании CLG (ChevronLummusGlobal), а также технология STRONG, разработанная Китайской национальной нефтегазовой корпорацией. В настоящее время на всех промышленно эксплуатируемых установках гидрокрекинга мазута в кипящем слое используются технологии H-Oil и LC-Fining. Промышленный демонстрационный объект технологии STRONG компании Sinopec уже построен, и проведены предварительные испытания. Промышленные установки технологии H-Oil от компании Axens применяются примерно в 13 предприятиях, как показано в таблице 1; общая производственная мощность составляет около 24 миллионов тонн в год. Установки, использующие технологию LC-Fining от компании CLG, уже существуют или находятся в стадии строительства, как показано в таблице 2. Эта технология применяется примерно в 13 предприятиях; общая производственная мощность составляет около 32 миллионов тонн в год. В частности, технология переработки мазута LC-MAX (комбинация технологий LC-Fining и депарафинизации с использованием растворителя) впервые была лицензирована в 2013 году для китайской компании Shandong Shenchi Chemical. Строящийся на данный момент завод этой компании с производственной мощностью 2,76 млн тонн в год планируется запустить в 2016 году. Исследовательский институт нефтехимии и нефтепереработки в Фушуне при Китайской нефтехимической корпорации последовательно завершил ряд разработок в области технологий, включая процесс гидрокрекинга в кипящем слое, катализаторы, запатентованное оборудование и его внутренние компоненты, систему управления загрузкой и выгрузкой катализатора, а также переработку отработанного катализатора. В итоге были созданы полный комплект технологий STRONG, обладающих собственной интеллектуальной собственностью. В сентябре 2015 года на предприятии «Цзиньлин Шихуа» был построен промышленный демонстрационный комплекс по технологии STRONG производительностью 50 тысяч тонн в год; были проведены предварительные испытания, результаты которых оказались положительными. После доработки технологии планируется строительство промышленного объекта. >>>> Технологический сравнительный анализ: В технологии H-Oil обычно используются два реактора, соединенных последовательно; в то время как в технологии LC-Fining чаще применяются три реактора, соединенных последовательно, что обеспечивает более высокую степень удаления примесей. Как показано на рисунке 1, между этими двумя процессами нет принципиальной разницы; конструкция реакторов практически одинакова. Оба включают в себя систему распределения жидкости, систему циркуляции и систему дозирования катализатора в процессе работы. Катализаторы также могут использоваться взаимозаменяемо. Разница заключается в том, что технология H-Oil использует режим внешней циркуляции с внешним насосом циркуляции, в то время как технология LC-Fining использует режим внутренней циркуляции с встроенным насосом циркуляции. 2. Технология гидроразложения нефтяного фракта в суспензионной камере >>>> Современное состояние применения. В настоящее время в мире действуют два установки для гидроразложения нефтяного фракта в суспензионной камере; их совокупная производственная мощность составляет 1,8 миллиона тонн в год. Технология EST компании ENI была внедрена в октябре 2013 года на нефтеперерабатывающем заводе в Саннадзаро, Италия, где было построено промышленное оборудование для гидрокракинга нефтяного грязи мощностью 1,35 млн тонн в год. Благодаря технологии VCC компании BP в январе 2015 года на предприятии группы Yanchang Petroleum была введена в эксплуатацию первая в мире установка для совместной переработки каменного угля и нефти мощностью 450 тыс. тонн в год; соотношение количества угля и нефти составляло 1:1. Кроме того, в настоящее время строятся или планируется к строительству несколько других установок. Например, пакистанская компания **Петролеум Рифайнинг Лимитед** выбрала технологию Uniflex SHC; планируется начать её эксплуатацию в 2016 году. К тому времени будет производиться 2 миллиона тонн дизельного топлива в год и 225 тысяч тонн смазочных материалов в год ； Российская группа компаний Mendeleev использует технологию VCC для строительства промышленного завода мощностью 3,5 млн тонн в год; запуск предполагается в 2018 году ； Нефтеперерабатывающий завод в Пуэрто-Ла-Крус в Венесуэле планирует использовать технологию HDHPlus/SHP для строительства установки мощностью 2,75 миллиона тонн в год; ожидается, что она начнет работу в 2016 году. >>>> Технический сравнительный анализ. Для повышения степени преобразования нефти с высоким содержанием смол и выхода готовой продукции, помимо технологии VCC, другие методы предусматривают возвращение непреобразованной нефти с дна реактора или нефти, полученной при снижении давления, обратно в реактор для дальнейшего преобразования. Используемые катализаторы также различаются; подробный сравнительный анализ приведен в таблице 4. Технологии EST, HDHPlus/SHP и VRSH используют схему циркуляции непереработанного нефтяного фракта с низа колонны, что позволяет достичь довольно высокого уровня конверсии. Масло с дна реактора, обработанное с помощью технологии EST, подвергается процедуре десульфуризации с использованием растворителей; затем асфальт и катализатор возвращаются в реактор, а выделяется небольшое количество отходного масла. Уровень преобразования превышает 97% ； Необработанное масло с дна реактора в технологии HDHPlus/SHP сначала проходит через устройство для восстановления металлов; после этого металлы извлекаются, а полученная смесь снова подвергается гидрогенизации. Уровень преобразования составляет почти 100% ； Часть непреобразовавшегося остаточного масла в технологии VRSH возвращается в первый реактор для дальнейшей реакции; более тяжелая часть после депарафинизации растворителем подвергается реактивации и повторному использованию катализатора из её остатка. Степень преобразования при этом составляет почти 100%. Помимо циклической реакции необработанной нефти с низким содержанием углеводородов, технологии HDHPlus/SHP и VRSH также предусматривают циклическую обработку нефти, полученной в результате прямого перегонки при сниженном давлении. В технологии HDHPlus/SHP эта нефть направляется в устройство SHP для проведения гидрореакции, тогда как в технологии VRSH она поступает в второй реактор с кипящим слоем. Технология UniflexSHC использует схему однократного прохождения нефтяного фракта через установку; дегазированный тяжелый нейтральный нефтяной фракт возвращается в реактор для дальнейшей реакции. Выделяется часть непереработанного нефтяного фракта с дном колонны; степень переработки превышает 90%. Технология VCC использует схему однократной обработки нефтяного фракта: неперегонный газовый нейтральный фракт направляется в блок гидрореформинга, где степень преобразования составляет 85–95%. Упомянутые технологии не применяются для обработки необработанного нефтяного фракта на дне реактора; как показано в таблице 5, в основном используются такие методы обработки, как коксование, производство цемента, приготовление асфальта, а также извлечение или восстановление металлов из необработанной нефти. Новые достижения в области исследований и разработок 1. Технология гидроразкисления нефти на кипящем слое. Помимо использования для гидроразкисления обычной нефти, технология гидроразкисления на кипящем слое также применяется для гидротермической переработки необычных видов сырой нефти, такой как асфальт из канадских нефтяных песков; часто она сочетается с процессами коксования, растворительного дестабилизирования и т. д. для получения синтетической нефти. В последние годы исследования в области технологии гидроразложения в кипящем слое также в основном сосредоточены на совместной разработке с такими технологиями, как коксование и десульфуризация. >>>> Технология комбинированной интеграции. В 2012 году на ежегодной конференции Ассоциации производителей топлива и нефтехимикатов США (AFPM) компании Axens и CLG представили соответственно технологию H-Oil — интеграция процессов задержанной коксовки, и LC-Fining — технологию растворного деасфальтирования (LC-Max). Наиболее характерной особенностью технологии LC-MAX является расположение устройства для десульфуризации растворителем (SDA). Ранее во многих процессах, использующих комбинацию SDA с гидрокракингом в кипящем слое и на фиксированном слое, установки SDA размещались выше установок для гидрирования нефтяного гудра. Это действительно облегчало процесс гидрокракинга нефтяного гудра, но это влияло на общий коэффициент преобразования, поскольку после растворительной дестабилизации гудра под давлением образовывалось большое количество асфальта. Поэтому устройства SDA необходимо размещать в тех местах, где требуется максимально сократить образование асфальта и повысить общий коэффициент преобразования. Компания CLG использует в качестве сырья вакуумный остаток из трудноперерабатываемой российской экспортной сырой нефти и проводит испытания по гидрокрекингу с применением процессов LC-Fining и LC-MAX; полученные данные представлены в таблице 6. В городе Дунъин, провинция Шаньдун, в Китае в настоящее время строится первый в мире промышленный комплекс по технологии LC-Max. Его производственная мощность составляет 2,76 миллиона тонн в год. Планируется, что комплекс будет введен в эксплуатацию в 2016 году. Основной продукт производства – смесь нефти типа Merey-18 и арабской тяжелой нефти в соотношении 50:50; коэффициент преобразования составляет 90%. Также производится дизельное топливо с чрезвычайно низким содержанием серы, соответствующее стандартам ЕВ-V, а также нейтральное нифтяное топливо для каталитического регенерирования. Дегидратированный асфальт, производимый на установке LC-MAX, используется в качестве сырья для газификационных установок (технология E-Gas, переданная компанией CB&I) с целью производства водорода. Исследовательский институт нефтехимии города Фушунь, принадлежащий китайской компании Sinopec, на основе разработки технологии STRONG последовательно занялся созданием интегрированных процессов таких типов, как каталитическая крекинговая обработка в реакторах с бурлящим слоем, коксование в реакторах с бурлящим слоем, гидрорасщепление нефтяного гудра в реакторах с бурлящим слоем и реакторах с неподвижным слоем. Результаты испытаний показали, что при использовании гидрированного остаточного фракта с помощью котла с кипящим слоем для каталитического кракинга удельный выход легких нефтепродуктов составляет более 63%, а удельный выход бензина + дизельного топлива + сжиженного газа — 78,27%. Это свидетельствует о том, что после гидрирования некачественного остаточного фракта его можно использовать в качестве сырья для каталитического кракинга; при этом удельный выход легких нефтепродуктов остается высоким. Кроме того, при добавлении крекингового фракта в различных пропорциях удельный выход бензина + дизельного топлива + сжиженного газа увеличивается как минимум на 1,04% ； По сравнению с традиционным процессом коксования, применение интегрированного процесса коксования с использованием псевдоожиженного слоя для переработки низкокачественного гудрона позволяет увеличить общий выход жидких продуктов на 13,57%, что значительно повышает экономическую эффективность. Кроме того, данный интегрированный процесс обладает такими преимуществами, как широкая адаптивность к различным видам сырья, гибкость в эксплуатации и высокая стабильность получаемых нефтепродуктов; он представляет собой оптимальное решение для эффективного использования нефтяных ресурсов ； Интегрированный процесс гидрообработки нефтяных фракций с использованием котла-бульонника и фиксированного слоя позволяет стабильно работать как в режиме котла-бульонника, так и в режиме фиксированного слоя при обработке некачественных нефтяных фракций с содержанием металлов 118 г/г и 233 г/г соответственно, а также с содержанием углерода 15,7% и 21,1% соответственно. В результате гидрообработки содержание металлов в получаемых фракциях составляет 10,6 г/г и 7,8 г/г, а содержание углерода — 5,6% и 5,2%. Эти фракции могут использоваться в качестве сырья для установок каталитического крахления; это способствует повышению рентабельности производства. Кроме того, такой процесс позволяет обеспечить стабильную работу в течение 3 лет, что позволяет синхронизировать его с работой последующих установок. Американская компания Fluor использует в обработке низкодавленийского нефтяного фракта преимущественно технологию замедленной коксовки и технологию гидроразложения в кипящем слое. С помощью программы Aspen для линейного планирования была проведена сравнительная оценка экономической эффективности трех вариантов: коксовка, гидроразложение в кипящем слое и сочетание этих двух технологий с существующей коксовкой. Результаты сравнения приведены в таблице 7. По сравнению с вариантом коксования, при котором инвестиционные затраты увеличиваются всего на 23%, вариант гидроразложения в кипящем слое обеспечивает на 3,9% более высокую доходность инвестиций ； Совместное использование гидроразклада в котле с кипящим слоем и существующих установок для коксования может принести ещё более высокую прибыль. По мнению компании Fluor, оценка экономической эффективности модификации вакуумного остатка должна определяться на основе капитальных затрат, рынков сырья и продукции, местоположения проекта, логистики, а также окупаемости инвестиций; ни одно решение не подходит для всех случаев. Технология гидроразложения в кипящем слое представляет собой перспективный вариант для крупных нефтеперерабатывающих заводов с производственной мощностью более 15 миллионов тонн в год. Однако для уже существующих или новых заводов с производственной мощностью от 10 до 12,5 миллионов тонн в год уровень капитальных затрат, необходимый для применения этой технологии, будет выше, чем позволяют возможности этих заводов по финансированию таких инвестиций. Комбинированный подход, включающий гидроразложение в котле с бурлящим слоем и существующую процедуру коксования, позволяет повысить выход фракционных нефтей; он превосходит варианты использования отдельных технологий. Однако производственные мощности по коксованию в этом комбинированном подходе ограничиваются количеством образующегося кокса. Эту проблему можно решить путем сбалансирования степени преобразования дегидратированного нефтяного гудра в процессах коксования и гидроразложения в котле с бурлящим слоем. Для эффективной переработки тяжелого дегазированного нефтяного фракта российский Институт нефтехимической синтеза имени Топочева совместно с американской компанией CLG разработали технологию гидроразложения в режиме кипящего слоя с использованием специально синтезированных сверхтонких нанокатализаторов. Потребление катализатора очень низкое — не более 0,01%; при этом не образуется отходов. Катализатор не чувствителен к примесям, позволяя практически полностью преобразовывать компоненты тяжелой нефти с высоким содержанием желатина, асфальтена, а также металлов, серы и азота в легкие и средние фракции, тем самым обеспечивая максимальное производство топлива, нефтепродуктов и базовых масел. При давлении водорода в реакторе 6,0–8,0 МПа и удельном времени контакта 0,5–2,0 ч⁻¹ 92–95% поступающего сырья превращается в легкие фракции, такие как бензин и дизельное топливо; при этом образование топочного мазута сводится к минимуму или полностью исключается, что делает данный процесс весьма экономически выгодным. В таблице 8 приведены изменения в выходе продукции на нефтеперерабатывающих заводах до и после применения этой технологии. Как видно, при отсутствии производства топливного масла объемы производства сжиженного газа, нейтрального нефтяного фракциона и дизельного топлива значительно увеличились, в то время как объем производства бензина незначительно снизился. В сумме объем производства увеличился на 37%. >>>> Катализаторы. В настоящее время на международном рынке в основном поставляются катализаторы для гидрокрекинга в кипящем слое следующих производителей: серия KF компании Albemarle (KF1300, KF1315, KF1312, KF1316, KF1317 и др.), серии RN (RN-680, RN-681) и TEX (TEX2910, TEX2720, TEX2731, TEX2740) компании Criterion, а также HDS-1495; серии GR, LS, ULS, а также HSLS и HCRC компании ART. TEX2910 — это катализатор кипящего слоя нового поколения, разработанный компанией Criterion. Он обладает отличными характеристиками в плане контроля отложений и конверсии мазута; см. рисунок 3. Подходит для использования в двухступенчатых реакторах. Новый катализатор HCRC, разработанный компанией ART, позволяет снизить интенсивность реакции и уменьшить количество тепловых реакций, что в свою очередь значительно сокращает образование осадков/кокса и повышает степень преобразования нефтяного мазута. При обычных условиях реакции при использовании катализатора HCRC конверсия остаточного масла увеличивается на 4%, степень десульфурации и денитрификации повышаются соответственно на 4% и 3%, степень удаления микроостаточного углерода возрастает на 6%; кроме того, снижается содержание азота в фракционированном масле и вакуумном газойле. В то же время компания ART исследовала эффективность использования двойной системы катализаторов HCRC/HSLS в устройствах с кипящим слоем, а именно: катализатор HSLS использовался в реакторе 1, а катализатор HCRC — в реакторах 2/3. Результаты пилотных испытаний показали, что по сравнению с использованием только катализатора HCRC, применение двухкатализаторной системы HCRC/HSLS повышает гибкость эксплуатации установки, как видно на рис. 4. Это позволяет регулировать выход и селективность продукта, а также контролировать степень удаления примесей (серы, азота, металлов) путем оптимизации свойств катализаторов, корректировки их соотношения в загрузке и изменения условий реакции. 2. Технология гидрокракинга в суспензионной камере для нефтяных фракций. Хотя уже построено 2 промышленных установки, использующих эту технологию, она ещё не считается совершенной, и до её массового применения ещё далеко. В настоящее время основное внимание в исследовательских учреждениях уделяется решению таких задач, как обеспечение длительной эксплуатации установок (особое внимание уделяется проблеме коксования) и разработка высокоактивных и высокодисперсных катализаторов. >>>> Технология. Промышленная эксплуатация первого в мире установки гидрокрекинга мазута с суспензионным слоем производительностью 1,35 млн тонн в год показала, что температура в реакторе с суспензионным слоем остается практически постоянной: осевый температурный градиент составляет <2°C, радиальный — <0,1°C. Установка обеспечивает высокоэффективное разделение газа и жидкости без образования пузырьков. Уровень преобразования сырья составляет 95–96%, при этом не образуется кокса. Качество продукции соответствует требованиям проекта, причем выход дизельного топлива стандарта ЕV-5 превышает 40%. Через 3 месяца после начала первой эксплуатации было принято решение остановить установку для технического обслуживания. Это было вызвано такими внешними факторами, как сбои в электроснабжении, приведшие к нарушению работы устройства по преобразованию водяного пара, а также необходимостью улучшения надежности, эффективности и процедур эксплуатации установки. В июне 2014 года после модификаций установка снова начала работу; по сообщениям, она функционировала нормально, а работы по её усовершенствованию продолжались. Компания ENI предоставила права на использование этой технологии; в июле 2015 года она подписала первый договор о передаче технологий с компанией Total. Помимо более известных технологий, таких как EST, HDHPlus/SHP, UniflexSHC и VCC, Иранский институт нефтяной промышленности (RIPI) разработал также технологию гидроразклада тяжелого нефтяного гудра (HRH). Эта технология защищена патентами в США, Канаде, Южной Корее и Японии; в настоящее время ведется проектирование промышленного оборудования мощностью 180 тысяч баррелей в сутки. Особенности технологии HRH следующие: с использованием нанокатализаторов производятся продукты высокой ценности, при этом не требуется процесс декарбонизации ； Уровень удаления серы достигает 60%~80% ； Удаление металлических примесей из сырья и их рекуперация в виде оксидов металлов в рамках запатентованного процесса разделения ； Степень утилизации объема достигла 110%. По сравнению с крупногабаритными нанокатализаторами, нанокатализаторы малого размера обладают лучшей подвижностью и более высокой активностью. >>>> Катализаторы В настоящее время компания ENI занимается разработкой второго поколения нанокатализаторов, с целью повышения их способности к кракингу, а также изучения технологий восстановления катализатора из необработанных фракций нефти. Китайская национальная нефтегазовая корпорация ведет исследования, связанные с маслорастворимыми катализаторами. Были успешно разработаны маслорастворимые катализаторы на основе кобальта, молибдена и никеля; эффективность их использования при гидрогенизации выше, чем у традиционных водорастворимых катализаторов. Также были выбраны агенты, способствующие предотвращению образования золы, а также определены подходящие концентрации их добавления для различных видов сырья. Были изучены условия процесса сульфирования; на этой основе были окончательно определены маслорастворимые катализаторы и соответствующие агенты. Иранский институт нефтяной промышленности (RIPI) разработал метод приготовления нанокатализаторов для гидроразложения в режиме суспензионного слоя. Благодаря выбору подходящих поверхностно-активных веществ и использованию различных формул достигается оптимальный баланс гидрофильности и липофильности, что позволяет получать капли минимального размера. Исследования показывают, что использование неионных поверхностно-активных веществ позволяет сократить размер нанокатализаторов в 10 раз, доведя его до 1–2 нм, как показано на рисунке 5. Это означает, что диаметр активного металла составляет всего 1/100 от размера микромолекул асфальтенов. Таким образом, данный катализатор обладает более высокой каталитической активностью, способен значительно улучшить характеристики установки гидрокрекинга в псевдоожиженном слое, что открывает возможности для разработки нового поколения процессов гидрокрекинга в псевдоожиженном слое. Мексиканский институт нефти в лабораторных условиях разработал жидкостный катализатор (гомогенный катализатор, полученный из сульфурной кислоты, аммониевой молибдатной кислоты и никелевой сульфатной кислоты; он подходит для процесса гидрокрекинга в суспензионных реакторах). Этот катализатор был использован в реакциях гидрокрекинга тяжелого нефтяного фракта, после чего его сравнили с катализаторами, используемыми в процессах термокрекинга, а также с коммерческими гетерогенными катализаторами (NiMo/Al2O3) для гидрокрекинга. Эксперимент проводился в реакторе автоклавного типа; результаты эксперимента приведены в таблице 9. При одинаковых условиях эксперимента (давление 100 кг/см², температура 420°C, время реакции 1 час, соотношение катализатора к маслу 1:250) наименьший уровень конверсии наблюдался при термическом крекинге – 46,7%. За ним следует гидрокрекинг с использованием неоднородного катализатора; уровень конверсии в этом случае составил 53,8%. Наибольший уровень конверсии был достигнут при гидрокрекинге с использованием жидкостного катализатора – 65,3%. Причина этого заключается в лучшей дисперсности и подвижности жидкостного катализатора ； Однако гетерогенные катализаторы более эффективны для десульфуризации и денитрификации, возможно, из-за более высокой концентрации Ni и Mo в них. Кроме того, этот жидкий катализатор можно восстанавливать и повторно активировать для многократного использования, что обеспечивает ему преимущество по сравнению с неоднородными катализаторами с точки зрения затрат. Благодаря большой площади поверхности металлических наночастиц, они способствуют повышению каталитической активности, в связи с чем в последние годы широко используются в каталитических процессах. Университет Кореи Корё впервые попытался использовать структуру нанолистов WS2 в качестве дисперсного катализатора для реакции гидрокрекинга нефтяных фракций. Эксперименты проводились в реакторе высокого давления при температуре 400°C и давлении водорода 70 бар. Результаты экспериментов приведены в таблице 10. На основе результатов экспериментов была оценена реакционная активность однослойных и многослойных катализаторов WS2, после чего их сравнили с традиционными фазовыми катализаторами WS2 и MoS2. Однослойный катализатор WS2 обладает наивысшей удельной площадью поверхности (97,6 м²/г) благодаря минимальному размеру частиц, в связи с чем демонстрирует наилучшие характеристики реакции: степень преобразования асфальтенов типа C5 достигает 75,3%, а показатель API для жидких продуктов составляет 13,8. API — это показатель, разработанный Американским нефтяным институтом для оценки плотности нефтепродуктов. Заключение. Будучи современной и наиболее эффективной технологией переработки нефтяного грецкого масла, гидроразграждение в кипящем слое и впредь будет играть важную роль в использовании нефтяного грецкого масла во всем мире. Хотя технология гидрокракинга в кипящем слое уже нашла широкое применение, в ней по-прежнему существует значительный потенциал для усовершенствования. В будущем основное внимание будет уделяться дальнейшему повышению адаптивности сырья, степени преобразования и срока службы катализаторов, а также сокращению их расхода. Кроме того, необходимо разрабатывать и применять интегрированные технологии с использованием котловых реакторов и других методов, а также способы обработки непреобразованного отходного масла. Технология гидрокракинга в суспензионных катализаторах является одной из сложнейших и передовых технологий в мировой нефтеперерабатывающей промышленности на сегодняшний день. У нее есть хорошие перспективы для широкого применения, однако необходимо разработать катализаторы с высокой активностью и высокой степенью дисперсии, а также решить проблему образования кокса в установках. Кроме того, поскольку сырье, используемое в процессе обработки на суспензионных катализаторах, имеет более низкое качество, подавляющая часть металлов, продукты конденсации, образующиеся в процессе реакции, а также практически все катализаторы остаются в необработанном нефтяном фракте с низким содержанием превращенного вещества. Это делает этот фракт плохо пригодным для дальнейшей обработки и использования. Таким образом, как правильно обрабатывать и использовать непреобразованное масло с дна реактора — это еще одна техническая проблема и направление исследований для промышленного внедрения технологии гидрокрекинга в суспензии и предотвращения загрязнения окружающей среды. Источник: Авторы — Исследовательский институт нефти и химической промышленности Китая (Рэнь Вэньпо, Ли Чжэньюй, Ли Сюэцзин, Цзинь Юйхао); подготовка материала — издание «Шихуа Юань», редакция журнала «Хуагонг 707»