CC BY
130
Оригинальная статья / Original article УДК 665.6/.7
DOI: https://doi.org/10.21285/2227-2925-2020-10-2-349-359
Каталитическая депарафинизация средних дистиллятов
© Г.В. Боженков*, Д.В. Медведев**, Е.В. Рудякова*, Н.Д. Губанов*
*Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, Российская Федерация
**Филиал ООО «МФЦ Капитал» - МФЦ Нефть, г. Иркутск, Российская Федерация
Резюме: Средние дистиллятные фракции, получаемые на установках первичной переработки нефти, содержат значительное количество н-парафинов, имеющих положительные температуры застывания, что ухудшает низкотемпературные характеристики топлив, производимых из этих фракций. Для улучшения низкотемпературных свойств средних дистиллятных фракций применяют различные депрессорные присадки или проводят депарафинизацию различными способами. Наиболее эффективным процессом депарафинизации является каталитическая. Классические процессы вторичной переработки углеводородных фракций являются высокозатратными и часто нерентабельными для небольших нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Разработка вторичных процессов переработки углеводородного сырья, применимых на НПЗ средней и малой мощности, на сегодняшний день - актуальная задача. Поэтому нашей целью являлась разработка технологии совмещенных процессов первичной перегонки нефти, поступающей по трубопроводной системе «Восточная Сибирь - Тихий океан», и каталитической депарафинизации получаемых средних дистиллятов. Для определения условий проведения процесса каталитической безводородной депарафинизации разработана экспериментальная установка непрерывного действия производительностью по сырью 10 л/ч, включающая трубчатую печь, реактор со стационарным слоем катализатора, теплообменник, контрольно-измерительные приборы. Эксперименты, выполненные на опытной установке, позволили определить оптимальные технологические параметры осуществления каталитической депарафинизации средних дистиллятов. Показано, что каталитическая депарафинизация средних дистиллятов в условиях, определенных опытным путем, протекает достаточно эффективно на катализаторах крекинга: СГК-1, СГК-5, КН-30-БИМТ, выпускаемых в России. Предложена оптимальная технологическая схема совмещения процесса первичного разделения нефти и каталитической депарафинизации средних дистиллятов. Расчет и оптимизация предложенной технологической схемы выполнены в компьютерной моделирующей системе ChemCad.
Ключевые слова: нефть, средние дистилляты, н-парафины, каталитическая депарафинизация, катализаторы, дизельное топливо
Информация о статье: Дата поступления 15 августа 2019 г.; дата принятия к печати 29 мая 2020 г.; дата онлайн-размещения 30 июня 2020 г.
Для цитирования: Боженков Г.В., Медведев Д.В., Рудякова Е.В., Губанов, Н.Д. Каталитическая депарафинизация средних дистиллятов. Известия вузов. Прикладная химия и биотехнология. 2020. Т. 10. N 2. С. 349-359. https://doi.org/10.21285/2227-2925-2020-10-2-349-359
Catalytic deparaffinization of middle distillates
Georgii V. Bozhenkov*, Dmitrii V. Medvedev**, Elena V. Rudyakova*, Nikolai D. Gubanov*
* Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russian Federation ** Branch of MFC Capital LLC - MFC Oil, Irkutsk, Russian Federation
Abstract: The middle distillate fractions obtained in primary oil refining plants contain a significant amount of n-paraffins, which have positive pour points, resulting in degradation of the low-temperature characteristics of fuels produced from these fractions. To improve the low-temperature properties of middle distillate frac-
tions, various depressor additives are used or dewaxing is carried out in various ways. The most efficient dewaxing process is the catalytic one. Classical methods for the secondary processing of hydrocarbon fractions are costly and often uneconomical for small oil refineries. The development of secondary hydrocarbon processing methods applicable at medium and low capacity refineries is an urgent task today. Therefore, our goal was to develop a technology for combined processes of primary distillation of oil coming through the Eastern Siberia - Pacific Ocean oil pipeline system and catalytic dewaxing of the resulting middle distillates. To determine the conditions for carrying out the process of catalytic hydrogen-free dewaxing, an experimental plant of continuous operation was developed with a feed rate of 10 l/h, including a tube furnace, a reactor with a fixed catalyst bed, a heat exchanger, and control and measuring devices. Experiments performed on a pilot plant made it possible to determine the optimal technological parameters for the catalytic dewaxing of middle distillates. It was shown that the catalytic dewaxing of middle distillates under experimentally determined conditions proceeds quite effectively on cracking catalysts SGK-1, SGK-5, KN-30-BIMT, manufactured in Russia. An optimal technological scheme for combining the process of primary oil separation and catalytic dewaxing of middle distillates is proposed. Calculation and optimization of the proposed technological scheme was performed in a computer simulation system ChemCad.
Keywords: oil, middle distillates, n-paraffins, catalytic dewaxing, catalysts, diesel fuel
Information about the article: Received August 15, 2019; accepted for publication May 29, 2020; available online June 30, 2020.
For citation: Bozhenkov GV, Medvedev DV, Rudyakova EV, Gubanov ND. Catalytic deparaffinization of middle distillates. Izvestiya Vuzov. Prikladnaya Khimiya i Biotekhnologiya = Proceedings of Universities. Applied Chemistry and Biotechnology. 2020;10(2):349-359. (In Russian) https://doi.org/10.21285/2227-2925-2020-10-2-349-359
ВВЕДЕНИЕ
Средние дистиллятные фракции, получаемые при первичной переработке нефти, содержат значительное количество высших н-парафинов. Большое содержание н-парафи-нов ухудшает низкотемпературные свойства углеводородных фракций, а именно, увеличиваются температуры помутнения, фильтруе-мости и застывания, в результате чего применение данных фракций как компонентов дизельных топлив при низких отрицательных температурах окружающей среды ограничено. Для улучшения низкотемпературных свойств средних дистиллятных фракций к ним добавляют депрессорные, депрессорно-диспер-гирующие присадки или удаляют из них н-парафины различными способами [1-16]. Одним из эффективных среди таких процессов является каталитическая депарафинизация, протекающая как в присутствии водородсо-держащего газа, так и без него. Наиболее активными катализаторами депарафинизации углеводородных фракций являются синтетические высокомолекулярные цеолиты, особенно модифицированные редкоземельными элементами, позволяющие параллельно проводить процесс гидроочистки [6-19]. В процессе каталитической депарафинизации нефтяных фракций происходит крекинг н-парафинов, в результате образуются более легкие парафины, в основном изо-строения, нафтены, ароматические углеводороды и незначительное количество углеводородных газов.
В настоящее время значительной проблемой для мало- и среднетоннажных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в России
является внедрение классических вторичных процессов нефтепереработки. В первую очередь это связано с большими финансовыми затратами, не позволяющими получать достаточную экономическую эффективность при переработке углеводородного сырья, а в некоторых случаях они являются нерентабельными.
Таким образом, разработка и внедрение вторичных процессов переработки углеводородов, альтернативных классическим, в технологический процесс мало- и среднетоннажных НПЗ - актуальная задача. Цель данной работы - исследование каталитической безводородной депарафинизации средних дистиллятов, получаемых из нефти, транспортируемой по трубопроводной системе «Восточная Сибирь -Тихий океан» (далее - трубопровод ВСТО), на цеолитных катализаторах структуры ZSM-5, разработка и моделирование принципиальной технологической схемы, включающей первичное разделение нефти и каталитическую депа-рафинизацию средних дистиллятов.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Исследование процесса каталитической безводородной депарафинизации средних дистиллятов осуществлялось на лабораторной установке непрерывного действия производительностью 10 л/ч (рис. 1). Данная установка позволяет проводить каталитические процессы (изомеризации, крекинга, риформинга и др.) в широком интервале температур и давлений на стационарном слое катализатора. Исходное сырье дозировочным насосом Н1 (НД 1,0 Р-10/100 К14) подается в подогреватель П1,
Рис. 1. Технологическая схема лабораторной установки: Н1 - сырьевой насос; П1 - печь; Р1 - реактор депарафинизации; Т1 - теплообменник; Е1 - емкость; TE, PT, FE - датчики температуры, давления, расхода потоков соответственно
Fig. 1. Scheme of the laboratory installation: H1 - feed pump, П1 - heater, P1 - dewaxing reactor, T1 -heat exchanger, Е1 - tank, TE, PT, FE - sensors of temperature, pressure, flow rate, respectively
представляющий собой трубчатую печь с ра-диантной секцией, в которой установлен змеевик из нержавеющей стали 12Х18Н10Т (диаметр витка змеевика - 100 мм, число витков -50, поверхность теплопередачи - 0,37 м2, труба змеевика 08x1 и длиной 15 м). В печи установлена газовая горелка ГВ-100 максимальной мощностью 40 кВт. Из подогревателя П1 сырье с температурой 330-350 °С поступает в трубчатый реактор Р1 - вертикальный цилиндрический аппарат с верхним аксиальным вводом сырья. Диаметр корпуса реактора - 108x5 мм, высота - 500 мм, максимальный объем катализатора в реакторе - 2,5 л. Для контроля температуры процесса в слое катализатора установлена термопара. Продукт, выходящий из реактора Р1, поступает в теплообменник типа «труба в трубе» Т1 на охлаждение водой. Количество углеводородного газа, выделяющегося в процессе депарафинизации, измерялось реометром РДС-4 (ГОСТ 9932-75).
Объекты исследований:
- исходная смесь - широкая углеводородная фракция, полученная из нефти, транспортируемой по трубопроводу ВСТО, выкипающая в интервале температур 220-400 °С (физико-химические характеристики данной фракции приведены в табл. 1);
- смесь газойля низкозастывающего (ГН) и высоковязкого продукта (ВП) в соотношении 4:1 (смесь средних дистиллятов, получаемых на одном из российских НПЗ; физико-химические характеристики данной смеси приведены в табл. 6).
В качестве катализаторов депарафиниза-ции использовались высококремнеземистые катализаторы крекинга структуры ZSM-5 марок СГК-1 и СГК-5 (Ангарский завод катализато-
ров) и КН-30-БИМТ (Новосибирский завод хим-концентратов).
Физико-химические характеристики сырья и продуктов определялись в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Каталитическая депарафинизация исходных смесей проводилась в интервале температур 300-350 °С, избыточном давлении 0,02-0,03 МПа и объемной скорости 3-4 ч-1.
В начале процесса депарафинизации ввиду высокой активности катализатора температура подаваемого в реактор сырья поддерживалась в области 300 °С и определялась из условия минимального выделения углеводородных газов. По мере снижения активности катализатора, которая определялась по росту температуры застывания получаемого продукта, температура процесса повышалась. Процесс депарафинизации заканчивали, когда температура на входе в реактор Р1 приближалась к 350 °С (определение этой температуры как максимально возможной будет объяснено ниже). После достижения данной температуры процесс депарафинизации прекращали, реактор с катализатором охлаждали и ставили на регенерацию. Регенерация катализатора заключалась в выжиге кокса, отложившегося на поверхности катализатора.
Физико-химические показатели продукта определялись с интервалом в один час. Материальный баланс и усредненные физико-химические параметры проб исходной смеси и продукта депарафинизации приведены в табл. 1 и 2.
Таблица 1
Физико-химические параметры исходной смеси и продукта депарафинизации
Table 1
Physicochemical parameters of the initial mixture and dewaxing product
Параметр Значение
Исходная смесь Продукт депарафинизации
Плотность при 20 °С, кг/м3 873 861
Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с 13,97 8,40
Температура вспышки в открытом тигле, °С 125 105
Температура застывания, °С 10 -28
Массовая доля серы, % 0,53 0,44
Фракционный состав, °С:
н.к. 222 92
10% 283 240
50% 331 306
90% 392 371
Общее массовое содержание ароматических 26,8 28
соединений,%
Таблица 2
Материальный баланс лабораторной установки
Table 2
Material balance of the laboratory installation
Сырье % масс. кг/ч Продукт % масс. кг/ч
Исходная смесь 100 5,13 Продукт депарафинизации 99,2 5,09
0,8 0,04
Потери
Итого 100 5,13 Итого 100 5,13
Анализ данных, представленных в табл. 1, показывает, что продукт депарафинизации имеет более легкий состав, чем исходное сырье, так как плотность, вязкость, температура вспышки и соответствующие характеристики фракционного состава уменьшились. Значительно уменьшилась температура застывания продукта по сравнению с исходной фракцией, что связано с превращением высших нормальных парафинов в более легкие, в основном изо-строения. Небольшое повышение содержания ароматических соединений связано с потерей углеводородов в виде образовавшегося в незначительном количестве углеводородного газа. Также в процессе каталитической депарафинизации происходит неглубокая гидроочистка средних дистиллятов.
В результате анализа литературных данных [1-19] и проведенных экспериментальных исследований установлено, что процесс каталитической безводородной депарафинизации протекает достаточно эффективно на высококремнеземистых цеолитах при низких температурах и давлении. Это позволяет применить
данную технологию в процессе первичного разделения нефти в рамках технического перевооружения, не проводя глубокой модернизации производства или строительства новой установки безводородной каталитической де-парафинизации.
В качестве базовой схемы для технического перервооружения выбрана двухколонная схема первичного разделения нефти как наиболее гибкая и имеющая наибольшее рас-пространение1,2. По такой схеме работает один из российских НПЗ мощностью 600 тыс. т/год (рис. 2, выделено черным цветом). После анализа различных вариантов внедрения процесса каталитической депарафинизации в процесс первичного разделения нефти с учетом условия минимального технологического изменения в действующем производстве определена наиболее оптимальная, на наш взгляд, технологическая схема (см. рис. 2).
Принципиальная технологическая схема, приведенная на рис. 2, состоит из двух частей, выделенных разным цветом. Черным цветом выделено оборудование и трубопроводная
1 Мейерс Р.А. Основные процессы нефтепереработки: справочник / пер. с англ. 3-го изд.; под ред. О.Ф. Глаголевой, О.П. Лыкова. СПб.: ЦОП «Профессия», 2011. 944 с.
Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа / под ред. Б.И. Бондаренко. М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 201 с.
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема установки: К1-К3 - ректификационные колонны; П2 - печь; Н1-Н10 - насосы; Т1-Т9 - теплообменники; Е1-Е3 - емкости; АВО1-АВО3 - аппараты воздушного охлаждения; Р1, Р2 - реактора депарафинизации; Z1, Z2 - задвижки
Fig. 2. Schematic diagram of the installation: К1-К3 - distillation columns, П1 - heater, Н1-Н10 - pumps, T1-T8 - heatexchangers, E1, E2 - tanks, АВО1-АВО3 - air coolers P1, P2 - dewaxing reactor, Z1, Z2 - valves
обвязка действующего производства, а фиолетовым - трубопроводная обвязка, относящаяся к встраиваемому блоку каталитической депарафинизации средних дистиллятов.
Исходная нефть насосом Н1 подается в блок теплообменников Т3-Т6 для предварительного нагрева до температуры 220 °С за счет тепла отводимых продуктов. Далее нагретая нефть поступает в ректификационную колонну К1 для отделения фракции бензина (БГС; фракция, выкипающая в интервале от температуры начала кипения (н.к.) до 140°С). Пары БГС, отводимые из верхней части колонны, поступают в аппарат воздушного охлаждения АВО1 на конденсацию и охлаждение. Окончательное охлаждение фракции БГС до температуры 30 °С осуществляется в кожухо-трубчатом теплообменнике Т1 оборотной водой. Часть конденсата возвращается в колонну
на орошение, оставшаяся часть отводится в товарный парк.
Отбензиненная нефть из кубовой части колонны К1 насосом Н2 подается в трубчатую печь П1 на подогрев до температуры 360-380 °С. Часть нагретой отбензиненной нефти из печи П1 возвращается в колонну К1 в качестве горячей струи, а балансовое количество поступает в атмосферную колонну К2.
С верха колонны К2 отводятся пары фракции БГС (фракция, выкипающая в интервале температур 140-180 °С), которые конденсируются и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения АВО2 и водяном кожухотруб-чатом теплообменнике Т2. Часть конденсата возвращается в колонну на орошение, а другая - по общему трубопроводу с фракцией БГС колонны К1 и К3 отводится в товарный парк.
Верхним боковым потоком из колонны К2
отбирается фракция керосина технического, средним - фракция ГН, нижним - фракция ВП. Часть фракций керосина технического из теплообменников Т3, ГН из теплообменников Т4 и ВП из теплообменников Т5 возвращаются в колонну в качестве циркуляционных орошений, а балансовое количество фракций отводится в товарный парк. Из кубовой части колонны К2 в товарный парк насосом Н8 выводится мазут через теплообменники блока Т6. Материальный баланс действующего производства и физико-химические параметры получаемых фракций приведены в табл. 3 и 4 соответственно.
При включении в технологический процесс блока депарафинизации задвижки Z1 и Z2 закрываются. Фракции ГН и ВП насосами Н6 и
Н7 соответственно подаются в теплообменник Т7 на подогрев. Далее нагретая смесь поступает в реактор каталитической депарафиниза-ции Р1 или Р2.
Каталитические реакторы Р1 и Р2 работают попеременно: один задействован в процессе депарафинизации, другой - в процессе регенерации. Регенерация катализатора осуществляется газовоздушным выжигом кокса. Время переключения реактора на регенерацию определяется по изменению низкотемпературных параметров депарафинизированного продукта, а именно, когда температура помутнения и температура застывания становятся выше допустимых.
Материальный баланс действующей установки Material balance of the current installation
Таблица 3 Table 3
Сырье %, масс. т/год кг/ч Продукты %, масс. т/год кг/ч
Углеводородный газ 2,00 12000 1500
БГС 12,00 72000 9000
Керосин 14,00 84000 10500
Нефть 100 600000 75000 Фракция ГН 26,50 159000 19875
Фракция ВП 7,00 42000 5250
Мазут 38,00 228000 28500
Потери 0,50 3000 375
Итого 100 600000 75000 Итого 100,00 600000 75000
Таблица 4
Физико-химические параметры топливных фракций
Table 4
Physicochemical parameters of the fuel fractions
Параметры БГС Керосин ГН ВП
Плотность при 20 °С, кг/м3 735 809 863 889
Кинематическая вязкость, мм2/с, при:
20 °С - 1,54 6,6 -
100 °С - - - 3,6
Температура вспышки, °С:
в открытом тигле - 46 123 -
в закрытом тигле - - - 105
Температура помутнения, °С - -60 1,0 22
Температура застывания, °С - <-60 -5 20
Массовая доля серы, % 0,003 0,07 0,43 0,68
Фракционный состав, °С:
н.к. 45 146 223 223
10% 56 164 273 308
50% 90 195 305 376
90% 140 235 354 410
95% 154 242 366 420
Общее массовое содержание 4 18 28 21,5
ароматических соединений, % масс.
Депарафинизированный продукт после реактора Р1 (Р2) поступает на дополнительный подогрев до 360 °С в теплообменник Т8. Нагрев депарафинизированного продукта осуществляется за счет тепла отбензиненной нефти, подаваемой из печи П1 в ректификационную колонну К1 в качестве горячей струи. После теплообменника Т8 депарафинизиро-ванный продукт поступает в ректификационную колонну КЗ на стабилизацию.
С верха ректификационной колонны КЗ выводятся пары фракции, выкипающей в интервале от температуры н.к. до 180°С. Пары конденсируются и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения АВОЗ и водяном теплообменнике Т9 и с помощью насоса Н11 выводятся в парк. Часть фракции, выкипающей в интервале от температуры н.к. до 180 °С, насосом Н11 возвращается в колонну КЗ на орошение.
Боковым потоком из колонны КЗ отводится депарафинизированный газойль (фракция, выкипающая в интервале 180-360 °С). Насосом Н9 депарафинизированный продукт двумя параллельными потоками в соотношении 4:1 подается в теплообменники Т4 и Т5 соответственно на охлаждение (данное соотношение примерно равно соотношению ГН и ВП в исходной смеси, подаваемой на депарафиниза-цию). Такое соотношение позволяет сохранить тепловой баланс блока теплообменников и соответственно выводит продукты в парк с допустимыми температурами, заложенными в проекте действующего блока. Часть депара-финизированного продукта после теплообменников Т4 и Т5 возвращается в колонну К2 в качестве циркуляционного орошения. Балансовое количество депарафинизированного продукта выводится в парк.
Из кубовой части колонны КЗ насосом Н10 отводится «темный» продукт в парк вместе с мазутом через теплообменник Т6.
Исходя из такой компоновки технологической схемы смесь, состоящую из ГН и ВП, подаваемых насосами Н6 и Н7 в теплообменник
Т7, невозможно нагреть до температуры выше 360 С, так как температура отводимого мазута находится в интервале 360-370 °С. Этим объясняется фиксация максимальной температуры (350 °С) процесса каталитической депара-финизации смеси, подаваемой в реактор Р1(Р2).
Моделирование режимов работы и оптимизация предлагаемой комбинированной установки осуществлялись с помощью ПО Chem-Cad. Расчетный материальный баланс оптимального режима приведен в табл. 5. Физико-химические показатели смеси ГН и ВП, продукта ее депарафинизации (после Р1(Р2)) и продукта стабилизации, выводимого в парк (после КЗ газойль депарафинизированный), приведены в табл. 6.
Исходя из результатов моделирования совмещенного процесса каталитической депа-рафинизации и первичного разделения нефти (см. табл. 5, 6) видно, что менее маржинальный продукт ВП, который является только компонентом судовых топлив, в процессе каталитической депарафинизации преобразуется в продукты с более высокой ценой: керосин технический и ГН депарафинизированный. При использовании ГН с блока первичного разделения (см. табл. 4) в качестве компонента зимнего дизельного топлива возникает необходимость использования дорогостоящих депрес-сорных присадок. При использовании ВП (см. табл. 4) в качестве судовых топлив требуется обязательно использовать депрессорные присадки в достаточно больших количествах. Также согласно требованиям международной морской организации (ИМО) с 1 января 2020 г. применение судовых топлив с содержанием серы более 0,5 % масс. ограничено. При использовании ГН депарафинизированного в качестве компонентов дизельных и судовых топлив необходимость применения депрес-сорных присадок отпадает, и требования по содержанию серы в судовом топливе менее 0,5 % масс. выполняются.
Материальный баланс комбинированной установки Material balance of combined installation
Таблица 5 Table 5
Сырье %, масс. т/год кг/ч Продукт %, масс. т/год кг/ч
Углеводородный газ 2,34 14010 1 751,25
БГС 16,68 100140 12 517,50
Керосин 14,00 84000 10 500,00
Нефть 100 600000 75000 ГН депарафинизи- 26,80 160800 20 100,00
рованный
Мазут 39,68 238050 29 756,25
Потери 0,50 3000 375,00
Итого 100 600000 75000 Итого 100,00 600000 75000
Таблица 6
Физико-химические параметры смеси ГН и ВП, продукта депарафинизации и продукта стабилизации (газойль депарафинизированный)
Table 6
Physicochemical parameters of waxy gas oil and high viscose product mixture, dewaxing product
and stabilization product (dewaxed gas oil)
Значение
Параметр Смесь Продукт ГН депарафинизированный
ГН и ВП депарафинизации (продукт стабилизации)
Плотность при 20 °С, кг/м 869,8 845 872
Кинематическая вязкость 7 3,68 7,11
при 20 °С, мм2/с
Температура вспышки 82 95
в открытом тигле, °С
Температура помутнения, °С 6 -2 -9
Температура застывания, °С -10 -25 -19
Массовая доля серы, % 0,42 0,43 0,49
Фракционный состав, °С:
н.к. 171 37 185
10% 249 109 221
20% 265 194 245
30% 270 242 266
40% 287 271 282
50% 300 296 300
60% 310 317 316
70% 320 338 335
80% 340 363 353
90% 380 402 371
Общее массовое содержание 26 31
ароматических соединений,%
По предварительной экономической оценке, капитальные затраты при внедрении блока каталитической депарафинизации средних дистиллятов в блок первичного разделения нефти мощностью 600 тыс. т/год составят на сегодняшний день 550 млн руб. Капитальные затраты на отдельную типовую установку каталитической депарафинизации составляют 36 млн долл. [18], что эквивалентно почти 2,5 млрд руб. (по курсу доллара на сегодняшний день).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенного исследования: - подтверждена возможность проведения каталитической депарафинизации средних дистиллятов на высококремнеземистых цео-литных катализаторах структуры ZSM-5 в интервале температур 300-350 °С и давлениях, близких к атмосферному, с получением продуктов, по физико-химическим показателям
1. Кондрашева Н.К., Кондрашев Д.О.,
Насиф В., Хасан Аль-Резк С.Д., Попова С.В. Низкотемпературные свойства смесевых дизельных топлив с депрессорными присадками // Нефтегазовое дело. Сетевое издание. 2007.
соответствующих продуктам, полученным на типовых установках каталитической депара-финизации;
- разработана принципиальная технологическая схема, объединяющая первичное разделение нефти и каталитическую депара-финизацию получаемых средних дистиллятов исходя из условий минимальной модернизации производства;
- проведено математическое моделирование разработанной принципиальной технологической схемы в программном продукте ChemCad и подтверждена возможность реализации такой технологии.
- затраты на реализацию предлагаемой комбинированной схемы переработки нефти примерно в 5 раз меньше, чем строительство отдельной типовой установки каталитической депарафинизации средних дистиллятов.
КИЙ СПИСОК
N 1. [Электронный ресурс]. URL: http://og-bus. ru/article/view/nizkotemperatu rnye-svojstva-smesevyx-dizelnyx-topliv-s-depressomymi-prisad-kami (28.04.2020).
2. Митусова Т.Н., Полина Е.В., Калинина
М.В. Современные дизельные топлива с присадками к ним. М.: Изд-во «Техника» ООО «ТУМА ГРУПП», 2002. 64 с.
3. Хавкин В.А. Гидрогенизационные процессы переработки нефти с получением дизельного топлива современного уровня качества // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2018. N 5. С. 18-20.
4. Камешков А.В., Гайле А.А. Получение дизельных топлив с улучшенными низкотемпературными свойствами (обзор) // Известия Санкт-Петербургского государственного технологического института (технического университета). 2015. N 29 (55). С. 49-60.
5. Гайнуллин Р.Р., Гизятуллин Э.Т., Соло-дова Н.Л., Абдуллин А.И. Получение низкоза-стывающих нефтепродуктов методами депа-рафинизации // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 16. N 10. С. 257-265.
6. Коптенармусов В.Б, Катков А.Л. Малов Е.И., Занозина И.И., Матвеева А.И., Цветков В.С. [и др.]. Новые катализаторы для безводородной переработки тяжелых нефтяных остатков // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2019. N 3. С. 14-21.
7. Яковлев А.А. Коптенармусов В.Б. Эффективность применения технологии низкотемпературного каталитического термокрекинга нефтяных остатков на действующих установках висбрекинга // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2018. N 4. С. 8-10.
8. Du H., Li M., Liu D., Ren Y., Duan Y. Slurry-phase hydrocracking of heavy oil and model reactant: effect of dispersed Mo catalyst // Applied Petrochemical Research. 2015. Vol. 5. P. 89-98. https://10.1007/s13203-014-0092-8
9. Liu D., Guo A., Ma K., Que G. Investigation on dispersed catalyst for slurry bed hydropro-cessing of heavy oil // China Petroleum Processing and Petrochemical Technology. 2006. Vol. 4. P. 55-59.
10. Камешков А.В., Федоров В.И., Семикин К.В. Влияние режима гидродепарафинизации на низкотемпературные свойства дизельной фракции // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2016. N 4. С. 3-7.
11. Овчарова А.С., Князева Е.Е., Савенкова И.В., Овчаров С.Н. Безводородная депара-финизация дизельных фракций на цеолитсо-
держащих катализаторах типа бета // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. 2013. N 2 (35). С. 42-46.
12. Синюта В.Р., Орловская Н.Ф. Производство арктических дизельных топлив // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2017. N 9. С. 16-18.
13. Пат. № 2261266, Российская Федерация; МПК C 10 G 11/05. Способ получения дизельного топлива / О.В. Кихтянин, Г.В. Ечев-ский, Е.Г. Коденев, С.П. Кильдяшев, Д.Г. Аксенов, О.В. Климов; N 2004109994/4: заявл. 01.04.2004: опубл. 27.09.2005.
14. Пат. № 2648046, Российская Федерация; МПК B01J29/40 (2006.01), C10G 11/05 (2006.01). Цеолитный катализатор и способ безводородной депарафинизации углеводородного сырья с его использованием / А.Б. Пономарёв, М.В. Шостаковский, В.Е. Вахмистров, С.К. Моисеев, А.П. Косолапова, В.Н. Писаренко [и др.]; патентообладатель: ФГБУН Институт элементоорганических соединений им. А.Н. Несмеянова РАН. N 2017107255: заявл. 06.03.2017: опубл. 22.03.2018.
15. Улзий Б., Барбашин Я.Е., Коротко-ва Э.Ф., Вагин А.И., Восмериков А.В. Получение моторных топлив из высокопарафинистой нефти в присутствии цеолитсодержащего катализатора // Нефтепереработка и нефтехимия. Научные достижения и передовой опыт. 2011.N 11. С. 11-15.
16 Van De Graaf J.M., Hoek A., De Jon-ge J.P., Kijlstra W.S., Maria Roovers A.A., Anne Sietsma J.R., Robert Van Veen J.A. Process for Process for conversion of paraffinic feedstock. Patent United States, no. US 2011/0139678 A1; 2011.
16. Degnan T.F. Applications of zeolites in petroleum refining // Topics in Catalysis. 2000. Vol. 13. Issue 14. P. 349-356. https://doi.org/10. 1023/A: 1009054905137
17. Fujikawa T. Catalysts for ultra deep desul-furization of diesel fractions // Fuel and Energy Abstracts. 2002. Vol. 44. Issue 5. P. 345-349. https://doi.org/10.1016/S0140-6701(03)82787-X
18. GhashghaeeM., Shirvani S., Kegnœs S. Steam catalytic cracking of fuel oil over a novel composite nanocatalyst: Characterization, kinetics and comparative perspective // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. 2019. Vol. 138. P. 281293. https://doi.org/10.1016/j.jaap.2019.01.010
REFERENCES
1. Kondrasheva NK, Kondrashev DO, Nasif V, Hasan Al'-Rezk CD, Popova SV. Low temperature properties of mixed diesel fuels with depressant additives. Neftegazovoe delo. Setevoe izdanie. 2007;1. Available from: http://ogbus.ru/ar-
ticle/view/nizkotemperaturnye-svojstva-smesevyx-dizelnyx-topliv-s-depressornymi-prisadkami [Accessed 28th April 2020]. (In Russian)
2. Mitusova TN, Polina EV, Kalinina MV. Modern diesel fuels with additives to them. Mos-
cow: Izdatel'stvo "Tekhnika" OOO"TUMA GRUPP"; 2002. 64 p. (In Russian)
3. Khavkin VA. Hydrogenation processes in oil refining with obtaining diesel fuel of a modern level of quality. Mir nefteproduktov. Vestnik neftyanykh kompanii = World of oil products. The oil companies' bulletin. 2018;5:18-20. (In Russian)
4. Kameshkov AV, Gaile AA. Production of diesel fuels with improved low temperature properties (review). Izvestiya Sankt-Peterburgskogo gosudarstvennogo tekhnologicheskogo instituta (tekhnicheskogo universiteta) = Bulletin of the Saint Petersburg State Institute of Technology (Technical University). 2015;29:49-60. (In Russian)
5. Gainullin RR, Gizyatullin ET, Solodova NL, Abdullin AI. Obtaining low-curing petroleum products by dewaxing methods. Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta. 2013;16(10): 257-265. (In Russian).
6. Koptenarmusov VB, Katkov AL, Malov EI, Zanozina II, Matveeva AI, Tsvetkov VS, et al. New catalysts for non-hydrogen processingof heavy oil rests. Neftepererabotka i neftekhimiya. Nauchno-tekhnicheskie dostizheniya i peredovoi opyt. 2019;3:14-21. (In Russian)
7. Yakovlev AA, Koptenarmusov VB. Efficiency of low-temperature thermo-catalytic cracking technology of oil residue (NKT) at existing visbreaking units. Neftepererabotka i neftekhimiya. Nauchno-tekhnicheskie dostizheniya i pere-dovoi opyt. 2018;4:8-10. (In Russian).
8. Du H, Li M, Liu D, Ren Y, Duan Y. Slurry-phase hydrocracking of heavy oil and model reac-tant: effect of dispersed Mo catalyst. Applied Petrochemical Research. 2015;5:89-98. https://10. 1007/s13203-014-0092-8
9. Liu D, Guo A, Ma K, Que G. Investigation on dispersed catalyst for slurry bed hydropro-cessing of heavy oil. China Petroleum Processing and Petrochemical Technology. 2006;4:55-59.
10. Kameshkov AV, Fedorov VI, Semikin K.V. Influence of a mode of hydrodewaxing on low-temperature properties of diesel fraction. Neftepererabotka i neftekhimiya. Nauchno-tekhnicheskie dostizheniya i peredovoi opyt.
Критерии авторства
Боженков Г.В., Медведев Д.В., Рудякова Е.В., Губанов Н.Д. выполнили экспериментальную работу, на основании полученных результатов провели обобщение и написали рукопись. Боженков Г.В., Медведев Д.В., Рудякова Е.В., Губанов Н.Д. имеют на статью равные авторские права и несут равную ответственность за плагиат.
2016;4:3-7. (In Russian)
11. Ovcharova AS, Knyazeva EE, Savenkova IV, Ovcharov SN. Hydrogen-free dewaxing of diesel fractions on zeolite BETA catalysts. Vestnik Severo-Kavkazskogo fe-deralnogo universiteta = Newsletter of North-Caucasus Federal University. 2013;2:42-46. (In Russian)
12. Sinyuta VR, Orlovskaya NF. Production of Arctic diesel fuels. Neftepererabotka i neftekhimiya. Nauchno-tekhnicheskie dostizheniya iperedovoi opyt. 2017;9:16-18. (In Russian)
13. Kikhtjanin OV, Echevskij GV, Kodenev EG, Kil'djashev SP, Aksenov DG, Klimov OV. Diesel fuel production process. Patent RF, no. 2261266; 2004. (In Russian)
14. Ponomarev AB, Shostakovskij MV, Vakhmistrov VE, Moiseev SK, Kosolapova AP, Pisarenko VN. Zeolite catalyst and the method of no hydrogen dewaxing of hydrocarbon raw material with its use. Patent RF, no. 2648046; 2017. (In Russian)
15. Ulzii B, Barbashin YaE, Korotkova EF, Vagin AI, Vosmerikov AV. Production of motor fuels from high-wax oil at presence of zeolite-containing catalyst. Neftepererabotka i neftekhimiya. Nauchno-tekhnicheskie dostizheniya i peredovoi opyt. 2011;11:11 —15. (In Russian)
16. Van De Graaf JM, Hoek A, De Jonge JP, Kijlstra WS, Maria Roovers AA, Anne Sietsma JR, Robert Van Veen JA. Process for Process for conversion of paraffinic feedstock. Patent US, no. US 2011/0139678 A1; 2011.
17. Degnan TF. Applications of zeolites in petroleum refining. Topics in Catalysis. 2000;13(14):349-356. https://doi.org/10.1023/A:1 009054905137
18. Fujikawa T. Catalysts for ultra deep desulfurization of diesel fractions. Fuel and Energy Abstracts. 2002;44(5):345-349. https://doi.org/ 10.1016/S0140-6701(03)82787-X
19. GhashghaeeM, Shirvani S, Kegn^s S. Steam catalytic cracking of fuel oil over a novel composite nanocatalyst: Characterization, kinetics and comparative perspective. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. 2019;138:281-293. https: //doi.org/10.1016/j.jaap.2019.01.010
Contribution
Georgii V. Bozhenkov, Dmitrii V. Medvedev, Elena V. Rudyakova, Nikolai D. Gubanov carried out the experimental work, on the basis of the results summarized the material and wrote the manuscript. Georgii V. Bozhenkov, Dmitrii V. Medvedev, Elena V. Rudyakova, Nikolai D. Gubanov have equal author's rights and bear equal responsibility for plagiarism.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
Боженков Георгий Викторович,
к.х.н., доцент,
Иркутский национальный исследовательский
технический университет,
664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83,
Российская Федерация,
e-mail: georgy.bozhenkov@yandex.ru
Медведев Дмитрий Валерьевич,
ведущий инженер-технолог, Филиал ООО «МФЦ Капитал» - МФЦ Нефть 665854, Иркутская обл., Ангарский р-н, автодорога Новосибирск-Иркутск 1855 км, строение 5,
Российская Федерация, e-mail: dima93medvedev@mail.ru
Рудякова Елена Владимировна,
к.х.н., доцент,
Иркутский национальный исследовательский
технический университет,
664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83,
Российская Федерация,
e-mail: rudlenka@list.ru
Губанов Николай Дмитриевич,
к.т.н., доцент,
Иркутский национальный исследовательский
технический университет,
664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83,
Российская Федерация,
e-mail: gubanov_nd@ex.istu.edu
Conflict of interests
The authors declare no conflict of interests regarding the publication of this article.
The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Georgii V. Bozhenkov,
Cand. Sci. (Chemistry), Associate Professor, Irkutsk National Research Technical University,
83, Lermontov St., Irkutsk, 664074,
Russian Federation,
e-mail: georgy.bozhenkov@yandex.ru
Dmitrii V. Medvedev,
Leading Process Engineer,
Branch of LLC MFC Capital - MFC Oil,
Building 5, Highway Novosibirsk-Irkutsk 1855
km, Angarsk district, 665854, Irkutsk region,
Russian Federation,
e-mail: dima93medvedev@mail.ru
Elena V. Rudyakova,
Cand. Sci. (Chemistry), Associate Professor, Irkutsk National Research Technical University,
83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russian Federation, e-mail: rudlenka@list.ru
Nikolai D. Gubanov,
Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor, Irkutsk National Research Technical University,
83, Lermontov St., Irkutsk, 664074,
Russian Federation,
e-mail: Gubanov_nd@ex.istu.edu
