CC BY
56
УДК 665.637.6
С. М. Петров, Д. А. Ибрагимова, А. Н. Петрова,
И. А. Иванова, А. А. Мухаметзянова, Р. К. Ибрагимов, Д. А. Баранов
МИНЕРАЛЬНЫЕ МАСЛА ИЗТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Ключевые слова: тяжелая нефть, масляная фракция, адсорбционная очистка, базовое масло, структурно-групповой состав,
хромато-масс-спектрометрия.
Исследована возможность получения минеральных базовых масел из тяжелойнефти Ашальчинского место-рождения.Дана оценка пригодности нефти для производства масел. Исследованы компонентный, структурно-групповой и индивидуальный углеводородный состав масляных фракций, их физико-химические свойства. Проведено сравнение полученных базовых масел адсорбционной очисткой масляных фракций с требованиями ГОСТ.
Keywords: heavy oil, oil fraction, adsorption treatment, the base oil, the structural-group composition, gas chromatography-mass
spectrometry.
We researched the possibility of obtaining the mineral base oils from heavy oil Ashalchinskoye field. Weappreciatedthe oil suitable for the production of oils. We studied the component, structural-group and individual hydrocarbon composition of oil fractions and its physicochemical properties. A comparison of the base oil adsorption purification of oil fractions with the requirements of GOST was carried out.
В связи со снижением объемов запасов кондиционной нефти по всему миру внимание стали привлекать месторождения природных битумов, запасы и ресурсы которых в России, по оценке Геологической службы США (2007 год), определены в 82 млрд т., в Волго-Уральской нефтегазовой провинции составляют, по данным Татарского геологоразведочного управления ОАО «Татнефть», около 4 млрд т.,более половины из которыхсосредоточены в недрах Республики Татарстан [1]. Природные битумы Татарстана - типичные представители высоковязких тяжелых нефтей и мальт с высоким содержанием ароматических углеводородов, смолисто ас-фальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, характеризующихся высокими показателями плотности и вязкости [2], что негативно сказывается на их добыче, транспортировке и переработке. Многие ученые сходятся во мнении, что экономически рентабельное освоение тяжелых нефтей и природных битумов представляется возможной только при комплексном решении «добыча-транспортировка-переработка» [1].
Цель данной работы заключается в получении базовых минеральных масел из тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Республики Татарстан.
Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» тяжелые нефти с плотностью более 899,3 кг/м3, в том числе и нефть Ашальчинского месторождения с плотностью 968,7 кг/ м3, относятся к битуминозным нефтям. Согласно технологической классификации нефтей по ГОСТ 91266 нефть Ашальчинского месторождения (табл. 1) классифицируется под общим шифром ШТ3М1И2П1. Это нефть класса III - с содержанием серы, более 2,0%; типа Т3 - с содержанием светлых фракций менее 45%; группы М1 - с содержанием дистиллятных и остаточных базовых масел более 25%; подгруппы И1 -с индексом вязкости от 95 до 90; вида П1 - ссодержа-нием парафина не более 1,5%. Нефти данного типа считаются пригодным сырьем для производства масел.
Таблица 1 - Физико-химические характеристики нефти Ашальчинского месторождения
Наименование показателей Показатели
№ скважины 213
Плотность, кг/м3 при 20 0С 968,7
Вязкость кинематическая 10-6
м2/с
при 20 0С 8610,82
при 50 0С 560,61
Содержание, мас. %
парафинов 0,3
серы 3,39
асфальтенов 7,7
смол силикагелевых 25,2
ванадия 0,041
никеля 0,0112
мех.примесей 0,34
Коксуемость, мас. % 4,5
Температура вспышки в открытом тигле, 0С 190
Температура застывания, 0С 5,0
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти 0,144
Содержание смол сернокислотных, об. % 80,0
Проведенные ранее исследования показали [2], что более половины высокомолекулярных компонентов остатков тяжелых нефтей и природных битумов выше 350°С из пермских отложений Татарстана приходятся на масляные фракции (в среднем 54,5-68,3%). Потенциальное содержание базовых масел в этом сырье составляет 23-26%. Полученные базовые масла могут обладать высокими индексами вязкости и низкими температурами застывания, поскольку процессы биохимического окисления привели на отдельных месторождениях тяжелых нефтей и природных битумов к уничтожению в них н-алканов, это в свою очередь сделает возможным
исключить дорогостоящую стадию депарафиниза-ции при производстве масел.
Исследование нефти Ашальчинского месторождения разного временного отбора показало, что по мере разработки месторождения свойства добываемой тяжелой нефти существенно не меняются. Плотность нефти - 971,5 кг/м3 и она характеризуется следующим параметрами компонентного состава: масла - 55,4%; смолы - 37,5% в т.ч.бензольные -25,2%; спиртобензольные - 12,3%; асфальтены -6,5%.
Общее содержание воды в ашальчинской нефти составляло 4,5%. Начало ее кипения - 1200С, что обусловлено условиями её добычи. Выход фракций при атмосферной перегонке, выкипающих до 300 0С, составил15,4%, в том числе: бензиновая (н.к.- 1800С)
- 2%, лигроиновая (140-1800С) - 0,4%, керосиновая (180-2400С) - 3%, дизельная (220-3000С) - 10%. Содержание остатка выше 3000С, мазута, - 84,6 %.
В отличие от разгонки легких нефтей, отгон широкой вакуумной фракции ашальчинской нефти начинается с 2800С. В результате вакуумной перегонки остатка выше 2800С были получены масляные фракции: 300-350°С - первая вакуумная фракция -9,5%; 350-4200С - легкая масляная фракция соответствующая трансформаторному маслу - 21%; 420-4500С - средняя масляная фракция соответствующая машинному дистилляту - 10% иостаток выше 4500С
- 44,1%. Суммарный выход масляных фракции 300-450°С из ашальчинской нефти составляет 40,5 мас. %. Физико-химические свойства исследованных масляных фракций приведены в табл. 2, 3.
Таблица 2 - Физико-химические свойства масляных фракций ашальчинской нефти
фракция ~ 20 Р4 20 nD М S, %
320-3500С 0,9009 1,4959 239 2,7
320-3800С 0,9241 1,5084 252 3,5
3 5 0-4200С 0,9405 1,5209 318 3,7
3 80-4200С 0,9515 1,5289 330 3,7
По данным структурно-группового состава, оцененного методом п^-М (рис. 1), в исследованных масляных фракциях доля углерода в кольчатых структурах выше, по сравнению с долей углерода в алкиль-ных заместителях. Среди кольчатых структур основная доля углерода приходится на циклоалкановые структуры, в ароматических структурах доля углерода почти в два раза ниже. С увеличением температуры кипения фракций число колец в средней молекуле увеличивается, при этом возрастает число колец в ароматических кольцах, что негативно отразится на вязкостнотемпературных характеристиках масляных фракций.
Индекс вязкости масляных фракций в интервале температур кипения 3 00-4200С достаточно высок и изменяется в пределах от 108 до 116 (табл. 3). С увеличением средней температуры кипения масляных фракций закономерно увеличиваются плотность, показатель преломления, молекулярная масса. К недостаткам полученных масляных фракций можно отнести высокое содержание серы, что указывает о необходимости включения в технологиче-
ский процесс получения масел гидрооблагораживающих технологий [3].
Таблица 3 - Вязкость и индекс вязкости масляных фракций ашальчинской нефти
Фракция ^40 ^50 ^100 ИВ*
320-3500С 7,24 5,36 1,88 110
320-3800С 15,6 10,85 2,97 113
350-4200С 50,21 32,21 6,05 106
380-4200С 124,4 68,85 9,18 108
а
Рис. 1 - Структурно-группового анализа методом п^-М вакуумных фракций нефти: а) содержание углерода в Ск - кольчатых, Сар -ароматических, Сн - нафтеновых и Са - парафиновых структурах; б) число колец в «средней молекуле», Ко - общее число колец, Кн - циклоалкановых колец, Кар - ареновых колец
В составе масляных фракций (рис. 2) присутствуют в большом количестве н-алканы состава Сх6-С28. В высокомолекулярных масляных фракциях, 300-4200С и остатке выше 4200С, в заметных концентрациях содержатся пентациклические структуры - гопаны, состава С27-С35. Наиболее высокая концентрация приходится на адиантан (С29) и гопан (С30).
Основа базового масла это смесь изопарафино-вых, нафтеновых, ароматических и нафтеноарома-тических углеводородов. Групповой углеводородный состав масляных фракций ашальчинской нефти можно оценить по выходу отдельных фракций углеводородов от показателя их преломления (табл. 4) в процессе жидкостно-адсорбционной хроматографии. Исходные фракции масел пропускали через силикагель АСК при соотношении навески продукта
к силикагелю 1:20. Десорбцию масла из силикагеля проводили, последовательно: петролейным эфиром с температурой кипения 40-70 0С, затем бензолом и спирто-бензольной смесью, взятой в соотношении 1:1. Границы фракции масел, содержащие различные группы углеводородов, ранжировали по показателю преломления: парафинонафтеновые углеводороды составляют фракцию с показателем преломления п20п до 1,4800; ароматические углеводороды в свою очередь подразделяются на «легкие» - п20и 1,4800-1,5300, «средние» - 1,5300-1,5500 и «тяжелые» - п20п свыше.1,5500.
А
г
Рис. 2 - Хроматограмма масляной фракции 300-4200С ашальчинской нефти
Таблица 4 - Групповой углеводородный состав масляных фракций нефти
Фракция, н.к-к.к Парафино-нафтеновые углеводороды Ароматические углеводороды
легких средних
220-3000С 98 2 -
300-3500С 18 77 5
350-4200С 20 66 14
420-4500С 21 46 33
Базовые масла, полученные путем очистки фракций вакуумной перегонки от полициклической аро-матики и смол, характеризуются более высоким индексом вязкости, по сравнению с неочищенными масляными фракциями.
Базовые масла являются основой для получения минеральных и полусинтетическиех смазочных композиций. Основой при производстве товарного масла любого типа является базовое масло и подобранный пакет присадок, улучшающий их товарные свойства. Требования ГОСТ на различные виды технических минеральных масел и соответствующие им по свойствам масляные фракции ашальчин-ской нефти приведены в табл. 5. Из приведенных данных следует, что все исследованные масляные фракции из остатка вышке 300 0С ашальчинской нефти пригодны для производства базовых масел.
Таблица 5 - Соответствиебазовых масел из ашальчинской нефтистандартам на технические масла
Стандарт качества Показатели Соответствует фракция, н.к.-к.к.
2 Вязкость, мм /с ИВ Плотность, при 20 0С, кг/м3 Температура заст., 0С
при 40 0С при 100 0С
ГОСТ20799-88 Масла индустриальные
И-5А 6-8 - не менее 90 не более 870 не выше -18 300-3500С
И-20А 29-35 не менее 90 не более 890 не выше -15 350-4200С
И-30А 41-51 не менее 90 не более 890 не выше -15 350-4200С
И-50А 90-110 не менее 90 не более 910 не выше -15 выше 3500С
ГОСТ 17479.1-85 Масла моторные. Класс вязкости (по SAE)
33 - не менее 3,8 - - - 300-3500С
8 (20) - 7,0...9,3 не менее 120 не более 900 не выше -30 350-4200С
10 (30) - 9,3... 11,5 не менее 95 не более 900 не выше -18 выше 3500С
ГОСТ 17479.2-85 Масла трансмиссионные. Класс вязкости (по SAE)
9 (75W) - 6,00-10,99 не менее 140 - не выше -50 350-4200С
12 (80W/85W) - 11,0013,99 - - - выше 3500С
ГОСТ 17479.3-85 Масла гидравлические. Класс вязкости
7 6,12-7,48 - - не более 845 не выше -60 300-3500С
32 28,8-35,2 - 135 850-880 не выше -50 350-4200С
ГОСТ 17479.4-85 Масла минеральные смазочные для турбин. Класс вязкости
32 28,8-35,2 - 80 - текучесть -6 350-4200С
ТУ 38.401-58-3-90 Масла вакуумные
ВМ-6 не более 40 не более 8 - - не выше -10 350-4200С
ГОСТ 3164-78 Масло вазелиновое медицинское
- 28,0-38,5 - - 870-890 -5 350-4200С
Таким образом, изучение потенциального содержания и свойств масляных фракций, содержащихся в тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, и исследование свойств смазочных композиций, полученных на их основе, показало принципиальную возможность пригодности данного вида углеводородного сырья для производства индустриальных и моторных масел, а также для производства смазочных консервационных материалов. Поиск путей переработки нетрадиционного углеводородного сырья на основе тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов в комплексе «добыча-транспортировка-переработка», предопределяет решение проблемы воспроизводства сырьевой базы, стабильного развития в долгосрочной перспективе нефтедобычи и обеспечения энергетической безопасности страны.
Литература
1. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова и др. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012. -396 с.
2. Химия и геохимия пермских битумов Татарстана / Г.П.Каюкова, Г.В.Романов, РХМуслимов, Н.П.Лебедев, Г.А.Петров. М.: Наука, 1999. - 304.
3. Каюкова Г.П., Петров С.М., Романов Г.П. Применение гидрогенизационных процессов для получения белых масел из тяжелых нефти Ашальчинского месторождения // Химия и технология топлив и масел. 2012. № 4. С.9-15.
4. Структурно-групповой состав высоковязкой нефти ашальчинского месторождения / Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каюкова Г.П., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 7. С. 248-251.
© С. М. Петров - канд. техн. наук, доцент каф. ХТПНГ КНИТУ, psergeim@rambler.ru; Д. А. Ибрагимова - канд. техн. наук, доцент каф. ХТПНГ КНИТУ,кЪаШта@таП.га; А. Н. Петрова - магистр 2 года обучения, гр.415-М41 КНИТУ; И. А. Иванова - бакалавр 2 года обучения, гр. 4141-44 КНИТУ, iv.a.nova@yandex.ru, А. А. Мухаметзянова - каф. ХТПНГ КНИТУ, aliya1996@mail.ru, Р. К. Ибрагимов - магистр 2 года обучения, гр.415-М41 КНИТУ; Д. А. Баранов - магистр 2 года обучения, гр.415-М44 КНИТК.
© S. M. Petrov - Ph.D. in petroleum chemistry, associate professor of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing Department, KNRTU, psergeim@rambler.ru; D. A. Ibragimova - Ph.D. in petroleum chemistry, associate professor of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing Department, KNRTU, khalidina@mail.ru; A. N. Petrova - master 2 years of study, group 415-M41, Faculty of Petroleum and Petrochemistry, KNRTU ; I A. Ivanova - bachelor 2 years of study, group 4141-44, Faculty of Petroleum and Petrochemistry, KNRTU, iv.a.nova@yandex.ru, A. A. Mukhametzyanova, CTPGP department, «Kazan national research technological university», tel. (843) 231-95-10; e-mail: aliya1996@mail.ru, R. K Ibragimov - master 2 years of study, group 415-M41, Faculty of Petroleum and Petrochemistry, KNRTU ; D. A. Baranov - master 2 years of study, group 415-M44, Faculty of Petroleum and Petrochemistry, KNRTU.
