CC BY
145
УДК 665.637.5
Н. В. Пыхалова, А. Р. Рамазанова *, А. И. Кайралиева *
ООО «Астраханьгазпром»
Астраханский государственный технический университет
О СПОСОБАХ УГЛУБЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО СЫРЬЯ
Введение
В настоящее время в России мазуты газоконденсатного сырья применяются в основном как товарные нефтепродукты. В частности, мазут астраханского газоконденсата (АГК) используется как котельное топливо. Газоконденсатные остатки, в отличие от нефтяных, характеризуются значительно меньшим количеством асфальтосмолистых веществ, тяжелых металлов, но при этом содержат большее количество парафиновых углеводородов.
В связи с такой особенностью представляют интерес исследования с целью получения более ценных продуктов из остаточных фракций астраханского газоконденсата.
По имеющимся в настоящее время данным [1] о составе конденсата Астраханского месторождения, во фракциях, выкипающих в интервале температур 320-500 °С, отмечено высокое содержание серы, ароматических углеводородов и высококипящих парафинов нормального строения. Характер распределения серы по 50-градусным фракциям почти равномерный - 2,8-3,1 % мас., а содержание ароматических углеводородов по мере повышения температуры отбора фракций быстро увеличивается с 48,8 до 62,6 % мас. Концентрация твердых алканов увеличивается по мере утяжеления фракций. Так, например, в узкой фракции 490-500 °С содержание парафинов достигает 37,1 % мас.
В табл. 1 представлена сравнительная характеристика вакуумного газойля АГК и его узких фракций с нормами ГОСТ 17479-0.85 «Масла нефтяные. Общие требования» [2].
Таблица 1
Характеристика вакуумных фракций, полученных из мазута астраханского газоконденсата
Показатели Фракции, °С ГОСТ 17479.0-85 «Масла нефтяные. Общие требования»
320-500 320-400 400-450 450-к. к.
Плотность, при 20 °С, кг/м3, не более 935,0 921,0 934,0 944,1 890
Вязкость, мм2/с:
при 50 °С 34,7 18,5 27,8 63,2 -
при 100 °С, не менее 5,85 4,66 5,32 7,45 6
при 0 °С, не более 1 078 895 990 1 023 1 000
Индекс вязкости 100 150 110 80 85
Окончание табл. 1
Показатели Фракции, °С ГОСТ 17479.0—85 «Масла нефтяные. Общие требования»
320-500 320-400 400-450 450-к. к.
Коксуемость, %, не более 0,094 0,045 0,067 0,112 0,10
Кислотное число,
мг КОН/г, не более 0,035 0,012 0,017 0,015 0,02
Зольность, % 0,025 0,002 0,008 0,013 0,005
Температура, °С: вспышки в открытом тигле,
не ниже 179 160 223 278 190
застывания, не выше 32 20 33 48 -30
Содержание, % мас.:
механических примесей Отс. Отс. Отс. Отс. Отс.
воды, не более Отс. Отс. Отс. Отс. Следы
серы, не более 3,1 3,2 3,1 3,1 1,0
Рассмотренные образцы дистиллятов по нескольким показателям качества (зольность, кислотное число, содержание серы, температура застывания) не отвечают требованиям стандарта. Помимо этого они характеризуются высокими значениями плотности, что, по-видимому, объясняется высоким содержанием ароматических углеводородов. Однако данные фракции характеризуются достаточно высокими индексами вязкости. Фракция 320-500 °С имеет индекс вязкости равный 100, фракция 320-400 °С - 150; фракция 400-450 °С - 110, фракция 450-500 °С - 80.
На основании вышеизложенного представляются возможными исследования с целью уменьшить выработку высокозастывающего котельного топлива за счет получения более ценных продуктов из астраханского газоконденсата в двух направлениях.
1. Выделение твердых парафиновых углеводородов из фракций мазута АГК методом низкотемпературной депарафинизации.
При этом необходимо провести исследование основных характеристик получаемых парафинов с целью определить направления их использования в качестве традиционного ценного сырья для нефтехимии, шинной, резинотехнической или текстильной промышленности. Побочный продукт предполагается использовать в качестве судового топлива [3].
2. Изучение возможности получения высокоиндексных компонентов базовых масел за счет использования каталитических процессов.
По традиционной технологии для улучшения показателей качества масляных дистиллятов применяют процессы селективной очистки, депа-рафинизации избирательными растворителями и каталитической гидроочистки. Но традиционная технология производства смазочных масел -достаточно дорогостоящий процесс, который не обеспечивает получения высококачественных масел с высоким выходом и низкой температурой застывания. При углублении очистки сырья селективными растворителями качество масел улучшается, но при этом уменьшается их выход.
На современном этапе с ухудшением сырьевой базы и ужесточением требований к качеству смазочных масел технология их производства усложняется. В настоящее время в производстве масел все большее значение
приобретают гидрогенизационные процессы. К их числу относятся гидроочистка, гидрирование масляных фракций (гидрокрекинг), каталитическая депарафинизация и изодепарафинизация.
Первым процессом, используемым взамен традиционных способов депарафинизации селективными растворителями масляных фракций, стала каталитическая гидродепарафинизация. Данный процесс основан на реакциях селективного гидрокрекинга н-парафиновых углеводородов с образованием масел, отличающихся улучшенными вязкостными свойствами при низкой температуре [4]. Селективность каталитического действия в данном процессе достигается применением специальных катализаторов на основе модифицированных высококремнеземных цеолитов, обладающих молекулярно-ситовыми свойствами, которое позволяет отделять линейные парафины от разветвленных. Для гидрирования образующихся продуктов крекинга в цеолит вводят обычные гидрирующие компоненты (металлы VIII и VI групп).
Технологическая схема процесса каталитической гидродепарафини-зации практически аналогична схеме процесса гидроочистки. Основные аппараты установки: печь, реактор, газожидкостные сепараторы высокого и низкого давления, стабилизационная колонна.
Для процесса каталитической депарафинизации рекомендуется технологический режим, приведенный в табл. 2.
Таблица 2
Режимные параметры процесса гидродепарафинизации
Параметр Значение
Температура, °С 360-420
Давление, МПа 4-8
Объёмная скорость подачи сырья, ч-1 0,5-4,0
Кратность циркуляции ВСГ, м3/м3 1 500-2 000
Основной недостаток процесса каталитической гидродепарафинизации - снижение индекса вязкости масла на 7-8 единиц по сравнению с сырьем. В усовершенствованном процессе (гидроизодепарафинизации) наряду с реакциями расщепления н-парафиновых углеводородов преобладают реакции изомеризации с образованием высокоразветвленных изопа-рафиновых молекул - наиболее желательных для смазочных масел [4]. Процесс изодепарафинизации позволяет получать масла с индексом вязкости более 130 единиц из гачей и твердых парафинов. Таким образом, индекс вязкости в данном процессе не только не понижается, но и становится значительно выше.
Существенным фактором, ограничивающим использование процесса каталитической гидродепарафинизации и изодепарафинизации, является высокая чувствительность катализаторов к присутствующим в сырье соединениям серы и азота. Вследствие этого наиболее приемлемым сырьем для данных процессов являются продукты масляного или остатки топливного гидрокрекинга, гидроочищенные рафинаты селективной очистки, гачи, т. е. продукты с высоким содержанием парафиновых углеводородов и минимальным содержанием азота и серы (до 10, 100 ppm соответственно).
В связи с этим, учитывая особенности химического состава высоко-кипящих фракций газоконденсатного сырья, возможно применение следующей схемы переработки:
VII VIII VIII' VII'
Принципиальная схема производства базового масла с использованием каталитической изодепарафинизации:
I - мазут АГК; II - фракция 350-420 °С; III - фракция 420-500 °С;
IV, IV' - гидрогенизат; V, V' - гидроизодепарафинизат;
VI, VI' - углеводородные газы; УГ^УГТ - топливные фракции;
VIII, VIII' - компонент масла
По данной технологии предлагается: получить из мазута АГК путем вакуумной перегонки масляные фракции 350-420 °С и 420-500 °С; полученные фракции подвергнуть двухступенчатому гидрокрекингу (для снижения их плотности и отделения и КИ3) и каталитической гидроизо-депарафинизации; полученный гидрогенизат направить в блок стабилизации. Побочными продуктами данных процессов являются углеводородные газы и топливные фракции.
Предусматривается другой вариант переработки мазута АГК, который заключается в предварительной разгонке сырья под вакуумом с получением широкой фракции 350-500 °С и остатка выше 500 °С. Полученная фракция 350-500 °С направляется на двухступенчатый гидрокрекинг, каталитическую гидроизодепарафинизацию гидрогенизата, блок стабилизации и вакуумную перегонку для получения компонентов нефтяных масел. Остаток выше 500 °С может использоваться в качестве сырья процесса висбрекинга. Данный вариант переработки с точки зрения экономики может быть более выгодным по сравнению с предыдущим, т. к. для его осуществления требуется меньшее количество технологического оборудования.
Высокое значение индекса вязкости исходного сырья позволяет предположить, что по вышеуказанным схемам возможно получение компонентов товарного масла без использования процесса гидрокрекинга масляного сырья, заменяющего процесс селективной очистки. С другой стороны, снижение плотности фракции возможно только при применении деструктивных процессов, т. е. гидрокрекинга.
Заключение
Предлагаемые варианты переработки мазута АГК позволят снизить выход низкокачественного высокозастывающего котельного топлива и расширить ассортимент выпускаемой продукции.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Фрязинов В. В., Креймер М. Л., Ивченко Е. Г. Особенности химического состава фракций конденсата Астраханского месторождения // Реф. сб. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - 1982. - Вып. 5. - С. 11-13.
2. Мановян А. К. Изучение тяжелых нефтяных остатков 3-го производства с целью их углубленной переработки: Отчет о науч.-исслед. работе. / Астрахан. гос. техн. ун-т. - Астрахань, 1999.
3. Углубление переработки стабильного газового конденсата на Астраханском ГПЗ / М. Л. Креймер, Л. Б. Худайдатова, С. Ш. Абрамович / Нефтепереработка и нефтехимия. - 2000. - № 1. - С. 15-19.
4. Школьников В. М., Усакова Н. А., Степуро О. С. Каталитические процессы депарафинизации в производстве масел // Химия и технология топлив и масел. -2000. - № 1. -С. 23-25.
Получено 2.11.05
IMPROVEMENT TECHNIQUES OF GASCONDENSATE RAW MATERIALS
N. V. Pykhalova, A. R. Ramazanova, A. I. Kairalieva
According to all available information high content of sulphur and aromatic hydrocarbons has been found in the composition of the Astrakhan condensate field in fractions, boiling within the interval of 320-500 °C. Besides they are characterised by high values of densities, solidification temperature and rather high viscosity indices. In this connection it is necessary to study this problem with the purpose of decreasing the production of highly solidified boiler fuel due to manufacture of much more valuable products from the Astrakhan gascondensate. This study should be carried out within two directions. The first one is the extraction of solid paraffin hydrocarbons from oil fuel fractions by means of low-temperature deparaffinization technique as well as production of commercial paraffin and diesel fuel (component). The second direction is the study of the opportunity to get highly indexed basic oils (or their components) due to the application of hydrocatalytic processes.
