CC BY
135
УДК 665.637.86+665.637.73:665.76:061.5:665.6/7
А. С. Беляева (к.х.н., доц.), Т. В. Грибеник (асп.)
Деасфальтизация и депарафинизация углеводородных фракций при производстве масел на ОАО «Орскнефтеоргсинтез»
Уфимская государственная академия экономики и сервиса, кафедра «Охрана окружающей среды и рационального использования природных ресурсов» 450077, г. Уфа, ул.Чернышевского, 145; тел. (347) 2520532, 2524922, e-mail: oosripr@rambler.ru
A. S. Belyaeva, T. V. Gribenik
Deasphaltization and dewaxing of hydrocarbonic fractions in manufacture of oils on Orsknefteorgsintez OJSK
Ufa State Academy of Economy and Service 145, Chernyshevskogo Str, 450077, Ufa, Russia; ph. (347) 2520532, 2524922, e-mail: oosripr@rambler.ru
Проведен анализ связи компонентного состава углеводородных масляных фракций с влиянием его на процессы деасфальтизации, депарафини-зации, на качественный состав дистиллятов и ассортимент выпускаемой на ОАО «Орскнефтеоргсинтез» товарной продукции. Рассмотрены пути улучшения качества масел и повышения эффективности их производства.
Ключевые слова: деасфальтизация; депарафинизация; индекс вязкости; коксуемость; углеводородные фракции.
Высокие требования, предъявляемые к эксплуатационным свойствам современных масел, не могут быть обеспечены только подбором сырья. Основными стадиями при производстве масел являются процессы очистки -деасфальтизация и депарафинизация, — предназначенные для удаления смолисто-асфальте-новых веществ, полициклических ароматических углеводородов, а также парафиновых углеводородов.
На территории Волго-Уральского региона в 1935 г. построен Орский нефтеперерабатывающий завод. Согласно техническому заданию, на заводе предусматривалось размещение современных технологических установок с высокой степенью разделения нефтяных фракций и выходом нефтепродуктов. Основной задачей нового нефтеперерабатывающего завода являлось снабжение легкими нефтепродуктами всей восточной части страны с обеспечением потребности промышленности и сельского хозяйства в бензине, керосине и смазочных материалах. Мощность первой очереди Орского нефтеперерабатывающего завода (ОрНПЗ) составляло 1.5 млн т эмбенской и балаханской нефти в год 1-3.
Дата поступления 19.11.10
The analysis of communication of componental structure of hydrocarbonic oil fractions with its influence on deasphaltization and dewaxing processes on qualitative structure of distillates and assortment of a production on Orsknefteorgsintez OJSK is carried out. Ways of improvement of quality of oils and increase of efficiency of their manufacture are considered.
Key words: deasphaltization; dewaxing; viscosity index; coking; hydrocarbonic fractions.
В июле 1953 г. на заводе пущены установки деасфальтизации масел сжиженным газом пропаном, производительностью 320 тыс. т/год. Начальник установки — М. Е. Коровкина. Разработчик процесса — ВНИИ НП, разработчик проекта — организация «Гипронефтеза-вод», генеральный проектировщик НПЗ — «Самаранефтехимпроект» (СНХП) (рис. 1).
Целевым продуктом установки деасфаль-тизации гудронов жидким пропаном являлся деасфальтизат, в котором концентрация пара-фино-нафтеновых углеводородов значительно выше, чем в сырье. Деасфальтизацию применяли для извлечения масляных углеводородных фракций из тяжелых остатков, фракций, кипящих выше 400 °С. В результате деасфальтизации снижается вязкость (до 62 ^m), плотность (0.880) и коксуемость углеводородных фракций (0.8—2 %), происходит осветление. Процесс осуществляется при температуре 75— 90 °С и давлении 3.7—4.4 МПа, при объемном соотношении пропан : сырье = 5(12):1.
Пропан растворяет парафиновые, пара-фино-нафтеновые и легкие ароматические углеводороды, присутствующие в гудроне или концентрате (табл.1). Асфальтены, смолы и тяжелые полициклические ароматические
Рис. 1. Технологическая схема установки одноступенчатой деасфальтизации гудрона жидким пропаном ОрНПЗ (1953 г.). К1—колонна деасфальтизации; К2, КЗ — отпарные колонны; 1— регулятор давления; 2—регулятор расхода; 3—каплеотбойник, 4—каплеуловитель, 5—каплеотбойник насадочного типа; Ц— сепаратор; Т1—Т3-паровые подогреватели; Т4, Т5 — испарители; ХВ1—аппараты воздушного охлаждения; Х1, Х2—водяные конденсаторы-холодильники; ХЗ, Х4—водяные холодильники; Х5—конденсатор смешения; Е1—приемник; П1— трубчатая печь; Н1-Н4—центробежные насосы; Н5—компрессор; Н6—порш-невый насос; СУ—сигнализаторы уровня
углеводороды концентрируются в побочном продукте — асфальте. Основной проблемой в работе установки деасфальтизации является конденсация пропана, осуществляемая в погруженном конденсаторе при параллельной работе секций. Для повышения эффективности охлаждения в секции конденсаторы переоборудованы на работу в три последовательные ступени (1959 г.).
Для барботажа воды под каждой секцией конденсатора установлены перфорированные змеевики с подачей воздуха под давлением, смонтирована система снятия тепла перегрева пропана. Кроме улучшения работы системы конденсации растворителя, существенно снизился расход водяного пара на процесс. После монтажа дополнительных воздушных конденсаторов (1965 г.) по потоку газообразного пропана в системе высокого давления стало возможным повысить качество получаемого деас-фальтизата. При этом нормы по коксуемости деасфальтизата снижены до 10 %.
Увеличение производительности экстракционных аппаратов на 5% достигнуто порционной подачей пропана. Непосредственно с гудроном смешивается 100—140 % мас. пропана — на 100% сырья. Применение смесителей различной конструкции позволяет избежать гидравлических ударов при вводе растворителя в гудрон 4-9.
Установки депарафинизации углеводородных масляных фракций предназначены для получения очищенного масла и введены в эксплуатацию в 1954 г., 1956 г., 1958 г. (мощностью 1738,3 тыс. т/год). Процесс депарафи-низации масел разработан ВНИИ НП, разработчик проекта — организация «Гипронефтеза-вод», генеральный проектировщик НПЗ — «Самаранефтехимпроект» (рис. 2). Установки депарафинизации углеводородных фракций предназначены для извлечения высокоплавких высших (начиная с С10) алифатических углеводородов (парафинов, церезинов). Сырьем установки служат рафинаты селективной очистки, целевой продукт — депарафиниро-ванное масло. Выход депарафинированного масла составляет 65—70 % мас. от сырья. Растворители: метилэтилкетон в смеси с толуолом в соотношении 50:50 %.
После деасфальтизации и селективной очистки в дистиллятных и остаточных рафина-тах остаются все типы высокомолекулярных углеводородов за исключением асфальтенов, смол и полициклических ароматических углеводородов с короткой алкильной цепью, являющихся, с одной стороны, коксогенными и, с другой, — низкоиндексными компонентами масляного сырья.
Характеристика деасфальтизата и масляных фракций (ОрНПЗ, 1953 г.)
Показатели Пределы выкипания ( >ракции, °С (вакуум)
Температура, оС 360-450 350-360 350-600 460-490
Молекулярная масса 338-450 493-796 669-733 600-3000
р204, г/см3 0.839-0.861 0.890-1.0 0.863-0.879 0.9190-1.0
V1oo, ест 3.94 22.5 25.62 -
Температура застывания, °С -2 14 25 -
Выход деасфальтизата, % 62 80 53 19
Формула среднего ряда углеводородов сПн2П-0,41- оПи2П-1,58 п=25 п=24 сПн2П-1,23- сПн2П-2,91 п=35 п=33 сПн2П-2 -СПн2П-4,16 п=40 п=48 СПн2П-3,16 -спн2П-8,9 п=80 п=82
Групповой углеводородный состав, % на фракцию
До деасф. После деасф. До деасф. После деасф. До деасф. После деасф. До деасф. После деасф.
Парафиновые, парафино-нафтеновые и легкие ароматические углеводороды 82-88 88-92 60-72 83-93 31-61 70-89 4-29 47-60
Полициклические углеводороды 10-12 4-6 8-10 3-5 3-17 1-10 40-48 20-23
Асфальтены 10-12 4-6 10-16 2-6 16-24 8-12 16-28 10-18
Смолы 2-6 - 10-14 2-6 20-38 2-8 15-18 10-12
В качестве остаточных фракций использовались гудрон (после удаления асфальтенов) и деасфальтизат. Полученные данные (табл. 2) подтверждают высокое содержание в них твердых парафинов (гачей 34.6 и 41.8 % и петрола-тумов свыше 50%). Депарафинированные дистилляты характеризуются необычно высоким индексом вязкости и представляют собой весьма ценное сырье для производства базовых масел марки БК 350 (ИВ = 85), БК 150 (ИВ = 90).
На установках депарафинизации в 1978 г. были освоены дополнительные вакуум-фильтры, что позволяет получить качественный церезин и увеличить выпуск низкозастывающих масел, таких как холодильное масло марок Х-23, ХФ-12, ХА-30 (1застыв = —38 0С), масло для гидромеханических и гидрообъемных передач марки Р (1застыв= —45 0С), веретенное масло (1 = —45 0С)
застыв
В целях совершенствования производства на установке депарафинизации заменен аммиачный компрессор АГК-73 на ДА0-550, а так-
же проведены работы по монтажу дополнительного кристаллизатора (1985 г.). Автоматизирован процесс промывки вакуумных фильтров на установке (1987 г.), установлен дисковый кристаллизатор взамен кристаллизатора типа КРС (2005 г.). После реконструкции производительность установки повышена, и качество производимого масла доведено до требуе-
10_14
мого стандарта .
Таким образом, совершенствование имеющихся технологий позволяло 0рскому нефтеперерабатывающему заводу на всех исторических этапах увеличивать отбор целевых компонентов, повышать качество получаемой продукции и организовывать выпуск масел заданного качества. Однако, при переработке нефтей, содержащих преимущественно масляные фракции с низким индексом вязкости, а также соответствуя все более ужесточающимся экологическим и эксплуатационным требованиям, возникает необходимость дополнить производство масел гидрогенизационными
Характеристика депарафинированных масляных фракций (ОрНПЗ, 1958 г.)
Фракций Выход при депарафинизации, вес. % р40 п20 4 Удельная дисперсия (Р, С) Вязкость, сст Температура застывания, оС Температура плавления гача или пет-ролатума Элементный состав фракций
при 50 оС при 100 оС
350-420 оС 63.6 0.8759 1.4877 121 13.87 3.95 -19 49 С„Н2п-0,8 п=20
420-490 оС 58.2 0.8912 1.4953 120 54.26 9.76 -18 57.4 СпН2п-1.24 п=31
Деасфаль-тизат 45.9 0.8999 1.5002 - 31.08 34.5 -20 69.3 СпН2п-2 п=36
Гудрон 47.6 0.9380 - - - - - 67.6 СпН2п-1.66 п=41
Рис. 2. Технологическая схема установки депарафинизации масел (ОрНПЗ, 1958 г.). 1,14,24—приемники; 2,5— вакуумные фильтры; 3,6—сборники; 7,8—вакуум-приемники; 9,10,17,23 — насосы; 11—водяной холодильник; 12—теплообменник; 13-16—регенеративные кристалли- заторы; 18-22—аммиачные кристаллизаторы; 25—комп-рессор; о — система инертного газа.
процессами, способными химическим путем превращать нежелательные углеводороды в желательные и увеличивать индекс вязкости.
Литература
1. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 82.- д. 22. - л. 66
2. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47.- д. 15. - л. 1.
3. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47.- д. 15. - л. 2.
4. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47.- д. 13. - л. 3.
5. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47.- д. 13. - л. 4.
6. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47.- д. 13. - л. 8.
7. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47.- д. 13. - л. 11
8. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47 - д 13 - л . 14
9. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47 - д 13 - л . 15
10. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 9.- д. 27. л. 9.
11. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 9.- д. 27. л. 15.
12. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 7.- д. 9.- Л. 51.
13. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 47 - д 13 - л . 5.
14. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 24. - д . 5. л. 3.
15. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 86. - д . 5. л. 207
16. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 86. - д . 5. л. 208
17. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 86. - д . 5. л. 210
18. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 86. - д . 5. л. 209
19. ГАСО.- Ф. Р-1211 - Оп. 26. - д . 59 - л . 34
