CC BY
115
УДК 665.77
В. А. Бикинеев (ст. преп.)1, Р. Г. Нигматуллин (д.т.н., дир.)3, А. М. Сыркин (к.х.н., проф.)2
Использование очищающего комплекса для деасфальтизации нефтяного сырья
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1 кафедра гидравлики и гидромашин 2кафедра общей и аналитической химии 450062, г. Уфа, Космонавтов, 1; тел/факс (347) 2431632
3ООО «Химмотолог» 450103, г. Уфа, ул. Кавказская, 6/12, тел. (347) 2563636
V. A. Bikineev1, R. G. Nigmatullin2, A. M. Syrkin1
Deasphaltation of crude oil with use of a clearing complex
Ufa State Petroleum Technological University 1, Kosmonavtov Str, 450062, Ufa, Russia; ph. (347) 2431632 2«Khimmotolog» LLC 6/12, Kavkazskaya Str., 450103, Ufa, Russia; ph. (347) 2563636
Рассматривается метод глубокой переработки тяжелых нефтей в облегченные маловязкие нефти на основе малобюджетных аппаратурно-технологических решений с использованием очищающего комплекса. Для осуществления способа не требуется растворитель, а деасфальтизации могут подвергаться не только нефти, но и некоторые нефтепродукты. Способ комбинированный, так как совместно с деасфальтизаци-ей осуществляется и обессеривание нефтяных фракций.
Ключевые слова: глубокая переработка нефти; деасфальтизация нефтяного сырья; обессе-ривание нефтяных фракций; очищающий комплекс; тяжелые нефтепродукты.
Переработка тяжелых нефтей и тяжелых нефтяных остатков сопряжена с большими техническими трудностями, однако на современном этапе развития нефтепереработки России требуется доведение глубины переработки нефти до 90%. Изменившаяся в последние годы маркетинговая ситуация на рынке нефтяного сырья и сложившийся дисбаланс цен на нефть и тяжелые нефтепродукты вынуждают специалистов-нефтяников искать технологически приемлемые и экономически эффективные пути глубокой переработки тяжелых неф-тей. Разработки в области технологий переработки тяжелых нефтей по их переводу в облегченные маловязкие (синтетические) нефти являются весьма актуальными, насущно необходимыми, энергетически и коммерчески значимыми 1.
Дата поступления 25.03.11
Technical possibility and economic feasibility of deep processing heavy oil in light oil on the basis of low budget hardware-technological decisions with use of a clearing complex is considered. The way of deasphaltation of crude oil essentially different from an industrial way of deasphaltation is used. Solvent is not required for realisation of the way, and deasphaltation can be exposed not only crude oil, but also some oil products. The way deasphaltation is combined with desul-phurization of oil fractions.
Key words: deasphaltation of crude oil; deep oil refining; heavy oil products; clearing complex; desulphurization of oil fractions.
В данной статье на примере данных, полученных в результате эксперимента, рассматривается техническая возможность глубокой переработки тяжелых нефтей в облегченные маловязкие нефти на основе малобюджетных аппаратурно-технологических решений.
В промышленности при переработке тяжелых нефтяных остатков — гудронов был выбран процесс пропановой деасфальтизации. Гудрон, нагретый до температуры 130 оС, подается в верхнюю часть экстракционной колонны, а жидкий пропан с температурой 55 оС подается в нижнюю часть экстрактора. При смешении сырья с растворителем образуются пропано-масляная фаза и асфальтовая фаза. Пропано-масляная фаза через верх экстракционной колонны поступает в систему регенерации растворителя и из отпарной колонны выводится деасфальтизат. Асфальтовая фаза выводится из нижней части колонны, поступает в
систему регенерации растворителя и из отпар-ной колонны на последней ступени регенерации растворителя отводится асфальт 2.
Недостатком способа деасфальтизации является использование в процессе взрывоопасного жидкого пропана, требующего многоступенчатой системы для регенерации растворителя. Кроме того, пропановая деасфальтизация возможна лишь при использовании в качестве сырья гудрона или полугудрона. Остальные виды сырья не поддаются пропановой деас-фальтизации.
В проведенном эксперименте для деас-фальтизации был использован очистной комплекс 3. Для осуществления способа не требуется взрывоопасный пропан, а деасфальтизации могут подвергаться не только нефти, но и некоторые нефтепродукты. Схема установки представлена на рис. 1.
Рис. 1. Схема деасфальтизации нефти: 1 —5 емкости для компонентов сырья; 6 —дозаторы; 7,8 —смесители; 9 — отстойник; 10 — насосы
На первой стадии эксперимента готовился очистной комплекс следующего состава: 75% хлористого алюминия, 31% толуола, 10% присадки ЦД-7, 0.2% активированного угля марки БАУ. Комплекс готовился путем перемешивания в смесителе 7 вводимых компонентов при температуре 90 оС в течение 8 ч, образуемый коллоидный раствор затем использовался в качестве деасфальтирующего агента. Западносибирская нефть смешивается после ЭЛОУ с полученным комплексом (2—2.5 % на сырье) в холодном смесителе 8 при температуре 40—50 оС в течение 20 мин. За счет донорно-акцепторного взаимодействия осуществляется коагуляции асфальтенов и смол, а с ними и
части сераорганических соединений. Из холодного смесителя смесь очищенного сырья и коагулята направляется в отстойник 9, где дисперсная фаза вместе с комплексом выпадает из сырьевого раствора в виде осадка.
Для деасфальтизации использовали Западносибирскую нефть,
качественная характеристика которой после ЭЛОУ следующая:
— плотность при температуре 20 оС, 854.0 кг/м3;
— вязкость кинематическая при температуре 20 оС, 8.7 мм2/с;
— вязкость кинематическая при температуре 50 оС, 3.65 мм2/с;
— показатель преломления при температуре 50 оС, 1.4824;
— содержание серы, 1.5%.
Результаты проведенных эксперементов
представлены ниже.
Опыт 1. В смесителе с пропеллерной мешалкой смешивали нефть с 2.5% комплекса при 40 оС и времени перемешивания 20 мин. После выпадения коагулянта простой декантацией отделяли асфальтовую фазу. Результаты приведены в табл. 1.
Опыт 2. В смесителе смешивали нефть с 3% комплекса при 40 оС и времени перемешивания 20 мин. Разделяли образующиеся фазы. Результаты приведены в табл. 2.
Опыт 3. В смесителе смешивали Западносибирскую нефть с 2% комплекса при 40 оС и времени перемешивания 20 мин. Разделяли образующие фазы. Результаты приведены в табл. 3.
Опыт 4. Западносибирскую нефть и деас-фальтизат, полученный по технологии примера 1, разгоняли на фракции при помощи аппарата АРН-2. Материальный баланс разгонки представлен в табл. 4.
Осуществили анализы бензина из исходной нефти после ЭЛОУ и деасфальтированной нефти. Результаты приведены в табл. 5.
Осуществили анализы керосинов. Результаты приведены в табл. 6.
Качественная характеристика дизельного топлива приведена в табл. 7.
Физико-химические свойства средневяз-ких дистиллятов приведены в табл. 8.
Определили качественную характеристику высоковязких дистиллятов. Результаты приведены в табл. 9.
Исследовали качественную характеристику остатка от перегонки. Результаты приведены в табл. 10.
Материальный баланс и качество полученных при деасфальтизации продуктов
Показатель Деасфальтизат Асфальт
Выход, % 90 10
Показатель преломления при 50 °С 1.4722 1.5210*
Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 843 985
Температура застывания, °С -26 -
Температура плавления, °С - +43
Цвет (визуально) коричневый черный
* — приблизительно.
Таблица 2
Материальный баланс и качество полученных при деасфальтизации продуктов
Показатель Деасфальтизат Асфальт
Выход, % 86.2 14.3
Показатель преломления при 50 °С 1.4708 1.5185*
Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 840 - 963
Температура застывания, °С -27 -
Температура плавления, °С — +39
Цвет (визуально) коричневый черный
* — приблизительно.
Таблица 3
Материальный баланс и качество полученных при деасфальтизации продуктов
Показатель Деасфальтизат Асфальт
Выход, % 91.6 8.4
Показатель преломления при 50°С 1.4721 1.5212*
Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 843.5 981.0
Температура застывания, °С -6.5 -
Температура плавления, °С - +42
Цвет (визуально) коричневый черный
* — приблизительно.
Таблица 4
Материальный баланс разгонки исходной и деасфальтизированной нефти
Показатель Деасфальтизированная нефть, % Исходная нефть, %
Бензин 19.7 18.3
Керосин 12 10.1
Дизельное топливо 22.4 20.2
Фракция 340-420 оС 8.8 7.1
Фракция 400-460 оС 6.9 6.7
Фракция 440-500 оС 10.1 12.1
Фракция 500-540 оС 7.6 5.5
Гудрон (остаток) 0.6 18.4
Потери 1.9 1.6
90 100.0
Физико-химические свойства бензина
Показатель Исходная нефть Деасфальтизат
Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 741 733
Показатель преломления при 1.4185 1.4174
температуре 20 °С
Вязкость кинематическая, мм2/с 0.78
при 20 °С 0.84
при 40 °С 0.34 0.29
Фракционный состав, % НК, °С 49 49
10% 104 81
50% 128 118
90% 165 166
КК, °С 186 190
Температура вспышки, °С - -
Содержание серы, % 0.066 0.04
Таблица 6
Физико-химические свойства керосина
Показатель Исходная нефть Деасфальтизат
Плотность при температуре 20 оС, кг/м3 821 815
Показатель преломления при температуре 20 °С 1.4614 1.4608
Вязкость кинематическая, мм2/с
при 20 °С 3.17 4.14
при 40 °С 2.04 2.48
Фракционный состав, % НК, °С 158 189
10% 194 209
80% 244 245
90% 301 306
КК, °С 318 331
Содержание серы, % 0.6 0.36
Таблица 7
Физико-химические свойства дизельного топлива
Показатель Исходная нефть Деасфальтизат
Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 862 870
Показатель преломления 1.4868 1.4842
при температуре 20 °С
Вязкость кинематическая, мм2/с
при 20 °С 7.5 12.5
при 40 °С 4.3 4.61
Температура застывания, °С 0 -5
Температура вспышки, °С 31 34
Фракционный состав, % НК, °С 208 214
10% 224 247
80% 325 320
90% 353 350
КК, °С 360 362
Содержание серы, % 1.07 0.80
Физико-химические свойства средневязких дистиллятов
Показатель Фракция 340-420 °С Фракция 400-460 °С
Исходная нефть Деасфальтизат Исходная нефть Деасфальтизат
Показатель преломления при температуре 20 °С 1.5000 1.4880 1.5005 1.4980
Вязкость кинематическая, мм2/с при 50 °С при 100 °С 14.7 14.0 38.2 37.1
4.3 4.34 7.7 6.7
Температура застывания, °С +24 +26 +36 +38
Содержание серы, % 1.80 1.10 1.9 1.46
Цвет (визуально) желтый светло-желтый темно-желтый светло-желтый
Таблица 9
Физико-химические свойства высоковязких дистиллятов
Показатель Фракция 340-420 °С Фракция 400-460 °С
Исходная нефть Деасфальтизат Исходная нефть Деасфальтизат
Показатель преломления при температуре 20 оС 1.5161 1.5069 1.5204 1.5111
Вязкость кинематическая, мм2/с
при 50 оС 68.23 67.25 99.07 91.36
при 100оС 12.1 11.37 18.15 16.28
Температура застывания, оС 12.03 11.37 18.13 16.28
Содержание серы, % +34 +39 +39 +43
Цвет (визуально) 2.08 1.56 2.33 1.81
Таблица 10
Качество остатка от перегонки
Показатель Исходная нефть, % Деасфальтизат, %
Условная вязкость при 80 °С (ВУ-80) 545 -
Температура размягчения по КиШ, °С +45 +43
Плотность при 20 °С, кг/м3 1.05 1.04
Таблица 11
Материальный баланс и качество продуктов
Показатель Асфальт, % Отгон,%
Выход продуктов, % 95.2 4.8
Показатель преломления при 50 °С - 1.4703
Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 1.015 852
Температура застывания, °С - + 10
Содержание серы, % - 1.43
Условная вязкость 39 -
Температура размягчения по КиШ, °С +43 -
Асфальт после деасфальтизации отмывали водой от хлористого алюминия, а затем отгоняли легкие фракции до 300 0С на АРН-2. Полученные продукты анализировали. Результаты приведены в табл. 11.
Таким образом в ходе эксперемента было установлено, что деасфальтизация нефти позволяет улучшить качественную характеристику светлых и темных продуктов, использовать дополнительно фракцию 500—540 оС для дальнейшей переработки. Все масляные фракции, в том числе и фракция 500—540 оС, имеют желтый цвет из-за низкого содержания смол и очи-
стка требует меньшей кратности растворителя к сырью, что позволяет повысить выход высокоиндексных масел.
Литература
1. Яковлев А. А. Мир нефтепродуктов.— 2011.— №1.- С. 3.
2. Черножуков Н. И. Технология переработки нефти. Ч. III.- М.: Химия, 1978.- С. 78.
3. Патент РФ №2112010 Способ деасфальтизации нефтяного сырья / Нигматуллин Р. Г., Гайна-нов С. У., Золотарев П. А., Теляшев Г. Г. // Б.И.-1998.- №15.
