Схема переработки нефтей Кумколь и Кенкияк по топливно-масляному варианту Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УДК 665.63.637.6

Г. А. Оразова

СХЕМА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЕЙ КУМКОЛЬ И КЕНКИЯК

ПО ТОПЛИВНО-МАСЛЯНОМУ ВАРИАНТУ

С целью выбора оптимальных направлений переработки изучены физико-химические характеристики и углеводородный состав нефтей месторождений Кумколь, Кенкияк Казахстана. Для увеличения глубины переработки предложен топливно-масляный вариант переработки, позволяющий выработать максимальное количество моторных топлив и масел.

Непрерывный рост добычи углеводородного сырья, связанная с ним необходимость переработки нефтей и рост потребности в моторных топливах и смазочных материалах, а также наличие в Казахстане уникальных масляных нефтей обусловили развитие процессов глубокой, деструктивной переработки сырья в условиях имеющихся в республике нефтеперерабатывающих заводов с получением продуктов улучшенного качества.

В связи с этим приоритетным направлением для развития экономики Казахстана является разработка и внедрение технологий, адаптированных к сырьевым условиям Казахстана и позволяющих перерабатывать тяжелые, вязкие и высокосернистые нефти с получением не только моторных топлив, но и минеральных масел. Как известно, все нефтеперерабатывающие заводы Казахстана работают по топливному варианту, то есть недоиспользуются другие ценные качества нефти, содержащей в своем потенциале в значительном количестве компоненты масел и парафинов. При этом весь потребляемый объем смазочных материалов ввозится, причем с колоссальными затратами на приобретение и транспортировку [1].

Вместе с тем Казахстан располагает уникальнейшим сырьем для производства масел и парафинов, к которому относятся мангышлакские (узенские, жетыбайские) [2], кум-кольские, нефти эмбинского региона [3].

Эффективность строительства маслоблока на базе переработки этих нефтей возрастает в десятки раз, что определяется в основном следующими обстоятельствами: необходимость углубления переработки нефтяного сырья с целью экспортозамещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами; высокое содержание масляных фракций и парафинов в нефтях; существенный дефицит в республике основной продукции маслоблока [4].

Результаты исследований масляных фракций кумкольской и кенкиякской нефтей приведены в работах [5 ,6, 7].

Цель данной работы - составление блок-схем переработки нефтей месторождений Кумколь и Кенкияк и сравнительный расчет материальных балансов установок производительностью в 500 тыс. тонн в год.

Характеристики нефтей, выходы дистиллятов, характеристики отдельных фракций после атмосферно-вакуумной перегонки, выходы продуктов депарафинизации и характеристик масел представлены в табл. 1-4.

Бензиновые фракции имеют низкие значения плотности (743,0 и 747,2) и содержат мало серы. Дизельные фракции парафиновые имеют невысокую вязкость, но повышенные значения температуры помутнения и застывания. В вакуумных газойлях преобладает содержание парафино-нафтеновых и легких ароматических углеводородов, которые, как правило, обладают хорошими вязкостно-температурными свойствами, сумма парафино-

нафтеновых и легких ароматических углеводородов достигает 85-90 %. Остатки - гудроны отличаются относительно низкими значениями плотности и коксуемости, что связано с незначительным содержанием асфальто - смолистых веществ.

Таблица 1 - Характеристики нефтей

Показатели Нефть месторождения Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Плотность при 20 оС, кг/м3 829,1 808,9

Содержание серы, % 0,10 0,14

Содержание воды Отс. Отс.

Содержание хлористых солей, мг/л Отс. 12,8

Содержание парафинов, % 17,2 13,9

Коксуемость, % 1,48 1,52

Вязкость при 20 оС, сСт 6,44 14,59

Таблица 2 - Выходы дистиллятов из нефтей

Показатели Нефть местрожде-ния Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Выход, %:

бензина (н.к.-180 оС) 31,2 33,7

дизельной фракции (180-350 оС) 27,0 21,3

вакуумного газойля (350-500 оС) 25,9 27,0

гудрона 14,7 16,8

потери 1,2 1,2

Таблица 3 - Характеристики отдельных фракций

Показатели Нефть местрожде-ния Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Характеристика бензиновых фракций

Плотность при 20 оС, кг/м3 743,0 747,2

Содержание серы, % 0,048 0,035

Характеристика дизельных фракций

Плотность при 20 оС , кг/м3 830,1 828,1

Содержание серы,% 0,091 0,096

Температура, оС:

- помутнения +8 +8

- застывания -13 -10

- вспышки 64 63

Вязкость при 20 оС, сСт 5,26 4,90

Характеристика вакуумных газойлей

Плотность при 20 оС, кг/м3 885,7 882,1

Содержание серы, % 0,12 0,42

Вязкость:

- при 100 оС, сСт 5,80 5,40

- при 70 оС, сСт 11,40 8,70

Температура застывания, оС 35 36

Таблица 4 - Выходы продуктов депарафинизации и характеристика масел

Показатели Вакуумный газойль нефти Кумколь Вакуумный газойль нефти Кенкияк

Выходы, %

- депарафинированного масла 70,1 59,9

- гача 29,9 40,1

Качественная характеристика масел

Плотность при 20 оС, кг/м3 898,1 898,4

Содержание серы, % 0,15 0,56

Вязкость, сСт:

при 100 оС 6,20 6,05

при 40 оС 43,20 42,10

Индекс вязкости 86 83

Температура застывания, оС -12 -12

Свойства гачей:

- температура плавления, С 49 48

- содержание остаточного масла, % 21,8 20,7

Таблица 5 - Материальные _ балансы по предлагаемым блок-схемам

Наименование Нефть месторождения Кумколь Нефть месторождения Кенкияк

Взято, тыс.т/г. 500 500

Получено, тыс.т/г.:

Фракция н.к.-85 оС 11,9 12,3

Риформат 130,2 138,6

ЭЧ. дизельное топливо 114,8 95,0

Базовое масло 66,6 73,9

Парафины 20,0 31,7

Топливный газ 31,58 30,98

Котельное топливо 119,4 115,4

Всего, % от нефти 98,8 99,5

.Газ (0,6)

Потери

(2,0)

ЭЛОУ-АВТ

(110,4)

гудрон

Слоп

(9,0)

Бензин (156,0)

Бензин (0,9)

ДФ (135)

ВГ (96,0)

Каталитический риформинг

ВСГ (10,9),

Потери (0,5)

Топливный газ (10,0)

■> С3-С4 (1,5)

Н.к.-85 (11,9)

"*■ Риформат (130,2)

гдп

(145,9)

Депарафи-низация

Потери (0,4)

Котельное топливо (119,4)

Базовое масло Парафин (20,0) (66,6)

Кислый газ (0,12)

Установка

Клауса

> ЭЧДТ (114,8) "^Топливный газ (21,58)

Потери

Потери (0,02)

Сера (0,1)

Рис. 1 - Блок-схема переработки нефти месторождения Кумколь

Газ (0,6)

1 (500,0)

ЭЛОУ-АВТ

Потери (0,2)

Гудрон (105,4)

Котельное топливо (115,4)

ВГ (117)

Слоп

11,0

ДФ

Депарафи-

низация

I

Потери (0,4) Базовое масло (73,9)

Бензин (168,5) --------------►

Бензин (7,1) ------------►

Каталитический ри-форминг

Гидро-

депарафи-

низация

118,1

ВСГ (11,6)

Топливный газ (10,6)

Рефлюкс (1,6)

■> Н.к. - 85 (12,3) Риформат (138,6)

Потери (0,9)

Топливный газ (20,38)

ЭЧДТ (95,0)

Парафины

(31,7)

Кислый газ Установка

Клауса

Сера (0,10) Потери (0,02)

Рис. 2 - Блок-схема переработки нефти месторождения Кенкияк

По предлагаемым блок-схемам (рис. 1 и 2) нефть после обессоливания и обезвоживания разгоняется на фракции на установке АВТ, затем бензиновая фракция направляется на каталитический риформинг, где наряду с риформатом, являющимся компонентом товарных бензинов, можно выделить фракцию н.к. 85 оС, служащую сырьем для нефтехимии. Дизельные фракции направляются на установку гидродепарафинизации (ГДП), так как дизельные фракции имеют повышенные значения температуры помутнения и застывания. Поэтому для улучшения эксплуатационных свойств, прежде всего низкотемпературных свойств, и получения экологически чистого дизельного топлива предлагается установка ГДП.

Вакуумный газойль направляется на установку депарафинизации для получения базового масла.

Расчет материальных балансов (табл. 5) установок по предлагаемым схемам показал, что такая схема переработки нефтей позволяет получить до 70 % топлив и масел, а с учетом топливного газа и котельного топлива - продукции, также имеющей применение на НПЗ, повысить глубину переработки до 80-90 %.

Литература

1. Надиров, Н.К. Нефтегазовый комплекс Казахстана /Н.К. Надиров // Нефть и газ. - 2000. - №3. - С. 9-14.

2. Буканова, А.С. Перспективы получения масел при переработке нефтей Западного Казахстана / А.С. Буканова, Т.П. Сериков, Г.А. Оразова // Вестник АИНГ. - 2001-2002. - №1-2. - С. 92-95.

3. Акжигитов, А.Ш. Нефти новых месторождений триасовых горизонтов полуострова Мангышлак / А.Ш. Акжигитов, Т.М. Бисенова // Нефть и газ. - 2000. - №3. - С.92-98.

4. Надиров, Н.К. Нефть и газ Казахстана / Н.К. Надиров. - Алматы: Гылым, 1995. - Ч. I. - 320 с.

5. Надиров, Н.К. Переработка высокопарафинистой Кумкольской нефти по топливно-масляной схеме / Н.К. Надиров, Э.Н. Конаев // Нефть и газ. - 1997. - №3. - С. 126 -131.

6. Хайрудинов, И.Р. Потенциальные возможности получения базовых масел из нефтей Казахстана / И.Р. Хайрудинов [и др.] // Труды V Казах.-Росс. международ. науч.-практич. конф. «Математическое моделирование научно-технологических и экологических проблем в нефтегазодобывающей промышленности». Атырау, 2005. - С. 158-162.

7. Хайрудинов, И.Р. Получение нефтяных масел из нефтей месторождений Кумколь и Мангистау / И.Р. Хайрудинов [и др.] // Нефть и газ. - 2006. - №2. - С. 93-97.

© Г. А. Оразова - канд. техн. наук, доц. Атырауского института нефти и газа РК.