Интерес к освоению ресурсов севера России привел к началу выполнения многих новых инфраструктурных проектов в Арктике. Это и реконструкция, и строительство портовых объектов по всей трассе Северного морского пути, и производство СПГ, и разработка месторождений нефти, и новая сеть северных автомобильных и железных дорог.
Фото: Александр Петросян, Коммерсантъ
Фото: Александр Петросян, Коммерсантъ
Воплощение этих планов невозможно без дизельного топлива для дорожно-строительной, автомобильной и электрогенерирующей техники, причем не простого, а арктического—уникального по своим низкотемпературным свойствам и способного не застывая выдержать морозы минус 45–50 градусов.
Температура застывания дизельного топлива определяется прежде всего содержанием в нем углеводородов с линейной цепочкой атомов углерода — н-парафинов. Удаление н-парафинов из топлива существенно улучшает его низкотемпературные свойства, а этот технологический процесс в нефтепереработке называют депарафинизацией.
Большинство современных нефтеперерабатывающих заводов России обладают технологической возможностью производить арктическое топливо, тем не менее его доля в выпуске дизтоплива не превышает 1%. Это вызвано с тем, что производство такого топлива требует высоких капитальных и операционных затрат.
Процесс депарафинизации дизтоплива осуществляют при циркуляции водорода под давлением 3,0–3,5 МПа и температуре 370–420 градусов путем селективного расщепления н-парафинов на специальном катализаторе, содержащем 25–30%активных оксидов металлов обычно никеля и молибдена, загруженном в толстостенный реактор большого объема.
Ярко выраженный сезонный характер изменения спроса на арктическое топливо при существенно меньшем выходе на перерабатываемую нефть по сравнению со стандартным летним делает эксплуатацию отдельной установки депарафинизации дизельного топлива в составе НПЗ экономически неэффективной.Указанные факторы вкупе с известными сложностями в организации северного завоза приводят к существенному удорожанию арктического дизтоплива для конечного потребителя.
Организация производства из собственного сырья, добываемого из местных месторождений Арктики,также практически нереальна из-за сложности известной технологии.
С целью решения проблемы группа инженерно-технологических предприятий, специализирующихся на разработке и внедрении собственных решений для переработки углеводородного сырья, в сотрудничестве с ведущими научными центрами России, прежде всегоИнститута элементоорганических соединений имени Несмеянова РАН, разработала инновационную технологию производства арктического сорта дизельного топлива из широкого спектрасырья — нефти, газового конденсата или летнего дизельного топлива.
Процесс безводородной каталитической депарафинизации осуществляется при низком давлении (2–4 кг/кв. см) в интервале температур 300–450 градусов. Новый катализатор обладает удельной производительностью с единицы поверхности на порядок выше, чем у традиционных каталитических систем. Это позволяет пропорционально уменьшить объем используемого каталитического реактора и существенно снизить стоимость оборудованияпромышленной установки депарафинизации.
Достижение такой высокой эффективности катализатора— ноу-хау: специально побранные дополнительные стадии обработки основы катализатора позволяют существенно повысить ее стабильность и удельную активность единицы поверхности.
В катализаторе в качестве активных компонентов не используются драгоценные металлы или металлы никель-кобальт-молибденовой группы. Катализатор нечувствителен к содержанию серы в сырье и снижает ее содержание в продукте почти на 30%, а его повышенная стабильность позволяет отказаться от использования водорода в процессе.
Качество арктического дизтоплива соответствует требованиям нормативно-технической документации, а его выход на исходное сырье соответствует или выше, чем в известной промышленной технологии депарафинизации.Главным принципом, заложенным в технологии, является минимизация капитальных и эксплуатационных затрат при одновременном получении результатов, сопоставимых с известными процессами.
Создана техническая и конструкторская документация на модульную установку депарафинизации по данной технологии КД-100 PetroBright,собранную главным образомизотечественных комплектующих.
Установка имеет модульное исполнение, что позволяет существенно сократить время монтажных и пусконаладочных работ. Для размещения всего оборудования достаточно производственной площадки размером 30х30 м.
Выполнена сертификация типового ряда установок типа КД различной производительности на соответствие нормам Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 010/2011 и осуществлен выпуск промышленного образца установки КД-100 PetroBright мощностью 32 тыс. тоннсырья в год. В текущем году в Казахстане осуществлен технический пуск этой установки, который подтвердил заложенные проектные показатели с выработкой дизельного топлива арктического класса.
Успешный ввод процесса в эксплуатацию на севере Казахстана открывает широкие возможности для его дальнейшего внедрения. Это прежде всего регионы северного базирования РФ, испытывающие увеличенную потребность в обеспечении качественным арктическим дизтопливом с использованием при этом местных источников сырья.
Другим потенциальным рынком является переработка на небольших месторождениях некачественной высокопарафинистой нефти как в некоторых районах России, так и за рубежом, где ее переработка традиционными методами нерентабельна.
В настоящее время выполняется проектирование еще нескольких промышленных установок безводородной каталитической депарафинизации производительностью до 200 тыс. тонн сырья в год.
Новая технология безводородной каталитической депарафинизации и ее практическая реализация может рассматриваться как пример наукоемкого экспортноориентированного российского продукта.