41НАУЧНЫЕ МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ свойств магнитной жидкости. Так и ее применения в абсолютно разных сферах
деятельности человека.
Библиографический список:
1. Морозова Е., Глушкова Н. Получение магнитной жидкости в условиях школьной лаборатории. - Лицейский вестник. Сборник научно-исследовательских и проектных работ учащихся. Саров: МБОУ ДПОС «Методический центр», 2012. - С. 48-52.
2. Баглаева М. С., Ушаков А. Г. Получение магнитной жидкости для использования в машиностроении // Научно-методический электронный журнал «Концепт». - 2016. - Т. 11. - С. 3071-3075.
3. Двадненко М.В., Привалова Н.М., Лявина Е.Б., Привалов Д.М. Особенности получения магнитной жидкости // Международный журнал экспериментального образования. - 2011. - № 5. - С. 82-85.
УДК 665. 664
Сатенов Курмет Гизатуллаевич Satenov Kurmet Gizatullaevich
к.х.н., асс. профессор PhD, associated professor Берегенов Адиль Мухтарович Магистрант Undergraduate Гумарова Светлана Амантаевна
Магистрант Undergraduate Кушалиева Гульназ Багдаткызы
Магистрант Undergraduate
Атырауский государственный университет им. Х. Досмухамедова Atyrau State University named after K. Dosmukhamedov
ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ СЕРНИСТОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ТЕНГИЗСКОЙ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ЭКСТРАКЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ
Международная научно-практическая конференция
TECHNOLOGY OF PROCESSING OF SULPHUROUS HYDROCARBON RAW MATERIALS OF THE TENGIZ FIELD BASED ON EXTRACTION
PROCESSES
Аннотация: Приведенные в работе физико-химические показатели Тенгизской нефти, характеризующаяся высоким содержанием сернистых веществ (сероводород, меркаптаны) и других высокомолекулярных инертных соединений, показывают необходимость подготовки для соответствия требованиям ГОСТ. Определен фракционный состав нефти месторождения Тенгиз. Применен процесс защелачивания легкой бензиновой фракции с предварительным ее выделением в колонне разгонки для удаления нежелательных серосодержащих компонентов. Показано, что использование процесса демеркаптанизации не всей нефти, а фракции с температурой начала кипения 150 0С приводит к существенному технологическому и экономическому эффекту.
Abstract: The physical and chemical indicators of Tengiz oil, which is characterized by a high content of sulfurous substances (hydrogen sulfide, mercaptans) and other high-molecular inert compounds, show the need for preparation to meet the requirements of GOST. The fractional composition of oil from the Tengiz field was determined. The alkalization process of a light gasoline fraction with its preliminary separation in the fractional distillation column to remove undesirable sulfur-containing components was applied. It is shown that the use of the demercaptanisation process not of the entire oil, but of a fraction with a boiling point of 150 0C leads to a significant operational and economic benefits.
Ключевые слова: Тенгизская нефть, бензиновая фракция, физико-химические характеристики, демеркаптанизация, метил- и этилмеркаптаны, сероводород, фракционный состав.
Keywords: Tengiz oil, gasoline fraction, physical and chemical characteristics, demercaptanisation, methyl- and ethylmercaptans, hydrogen sulfide, fractional composition.
Присутствие сероводорода в нефти вызывает коррозию трубопроводов и аппаратуры, отравление катализаторов, ухудшение качества продукции и загрязнение атмосферы. В то же время, в связи с истощением запасов природной серы, сероводород является одним из основных источников получения элементной серы. Содержание сероводорода в нефти в зависимости
НАУЧНЫЕ МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ от характера месторождения колеблется в очень широких пределах - от нескольких долей до нескольких десятков процентов.
Чем больше серы содержится в нефти, тем сложнее условия ее переработки, тем больше требуется средств и тем труднее обеспечить высокое качество получаемых продуктов. При переработке сернистых и особенно высокосернистых нефтей создаются дополнительные источники потерь нефти и нефтепродуктов, выше уровень загрязнения окружающей среды углеводородами, сернистыми соединениями, сложнее условия очистки сточных вод.
Присутствие меркаптанов, особенно метил- и этилмеркаптаны в нефтях и газоконденсатах создает напряженную экологическую обстановку при приемо-сдаточных операциях, хранении и транспортировке такого сырья, особенно на значительные расстояния и через густонаселенные районы.
Они вызывают интенсивную коррозию нефтяного оборудования и трубопроводов, увеличивая тем самым угрозу создания аварийных ситуаций и утечек нефти в окружающую среду.
Основная часть выявленных запасов попутного и природного газа сосредоточена в крупнейших в настоящее время действующих месторождениях Республики Казахстан - нефтегазоконденсатных Карачаганак, Жанажол и нефтяных Тенгиз, Кашаган.
Нефтяное месторождение Тенгиз открытое в 1979 г., по величине извлекаемых запасов нефти является гигантским, по энергетическим условиям (наличие аномально высокого пластового давления и температуры и большого разрыва между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом) и геологическому строению - уникальным.
В 1993 году специалисты американской нефтяной компании Chevron совместно с ВНИИУС расчетным и экспериментальным путем установили, что для экологически и технологически безопасного хранения, транспортировки и переработки нефти Тенгизского месторождения необходима ее очистка от сероводорода до 10 ppm, а от метил - и
Международная научно-практическая конференция этилмеркаптанов в сумме до 20 ррт. Эти показатели были заложены как нормативные в технические условия на Тенгизскую нефть в 1997 году и сохранены в новых ТУ, введенных в действие в 2002 году [1].
Добываемая, на месторождении Тенгиз, нефть проходит соответствующую подготовку и должна отвечать требованиям, приведенным в Табл.1.
На установки демеркаптанизации (ДМК) подается стабилизированная нефть, где происходит удаление легких меркаптанов, и затем обработанная нефть откачивается в резервуарный парк сырой нефти (РПСН).
Таблица 1
Физико-химические показатели нефти месторождения Тенгиз
Показатели качества Единица измерения Значения показателей
Содержание воды % вес. не более 0.5
Содержание мехпримесей % вес. не более 0.05
Содержание хлористых солей мг/л не более 100
Содержание сероводорода ррm не более 10
Давление насыщенных паров при 37,8 °С мм рт.ст. не более 450
Температура на выходе °С 60-65
Содержание метилмеркаптана (СHзSH) ррm не более 325
Содержание этилмеркаптана (C2H5SH) ррm не более 375
Общее содержание меркаптанов ррm не более 1.175
Стабилизированная нефть с пяти ниток комплексных технологических линий (КТЛ) Тенгизского газоперерабатывающего завода может иметь неодинаковый компонентный состав, обусловленный разницей в технологических условиях (уставках) и состоянии оборудования. Например, результатом отличий в компонентном составе может быть неодинаковое давление насыщенных паров (ДНП) нефти, поступающей на очистку из разных ниток стабилизационной колонны - 1.28 бар абс. и 1.35 бар абс.
НАУЧНЫЕ МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Но установка ДМК было спроектировано для очистки потоков нефти с
любым компонентным составом как по отдельности, так в смеси. Физико-
химическая характеристика данной смеси приведена в Табл.2.
Таблица 2
Физико-химическая характеристика нефти, поступающей на
установку демеркаптанизации нефти
Показатели качества Единица измерения Усредненные значения
Содержание сероводорода ррm < 20
Давление насыщенных паров при 37,8 °С °С < 450
Температура на входе 60-65
Содержание метилмеркаптана (СЦ^И) ррm < 325
Содержание этилмеркаптана (О^И) ррm < 375
Содержание пропил меркаптана (Сэ^И) ррm < 225
Содержание бутил меркаптана (С^Ы) ррm < 60
Содержание амилмеркаптана (С5+SH) ррm < 190
Общее содержание меркаптанов < 1,175
Плотность, градусы АНИ 47
Удельная плотность при 15°С 0.7932
Вязкость при 25°С (при 40°С) сСт 1.87 (1.60)
Температура застывания нефти °С (-)35 ± 10
Парафин % вес. 4.49-5.24
Широко применяемая технология демеркаптанизации нефти заключается в дегазировании, обезвоживании и обессоливании [2].
Очистка нефти от меркаптанов щелочью осуществляется в 2 этапа: На первом этапе очистки нефти сероводород в необратимой реакции со щелочью образует сульфид натрия. Эта вторичная необратимая реакция происходит первой и быстро - она зависит от объемного содержания Н^ в потоке нефти.
Международная научно-практическая конференция
Она замедляет очистку от меркаптанов и понижает концентрацию щелочи.
H2S + 2 ШОН ^ Na2S + 2H2O
Во втором этапе меркаптаны реагируют со щелочью, образуя меркаптиды. Это основная реакция, происходит быстро, но при повышенных температурах (свыше 100°С) может стать обратимой. RSH + ШОН ^ RSNa + H2O
В ходе процесса очистки нефти протекают и побочные реакции, с образованием нафтената натрия, реакцией щелочи с нафтеновыми кислотами. Ход реакции зависит от содержания нафтеновых кислот в нефти. Данная реакция замедляет очистку от меркаптанов и понижает концентрацию щелочи. RCOOH + ШОН ^ RCOONa + H2O
После прохождения реакции окисления углеводородная и щелочная фазы разделяются. Регенерированная щелочь идет на смешение со свежим подпитывающим раствором, а нефть отправляют на хранение.
Для ускорения реакции превращения меркаптидов в дисульфидное масло в раствор щелочи добавляется катализатор окисления в строго определенных концентрациях. Катализирующим агентом выступают органические соединения кобальта (фталоцианины кобальта).
Меркаптаны сосредоточены в основном в легких фракциях нефти, где их содержание может составлять от 40-50% до 70-75% от всех серосодержащих соединений фракций [2, 3]. С повышением температуры кипения фракции, их содержание резко падает, а во фракциях, выкипающих выше 300°С, они практически отсутствуют. Сероводород, метил- и этилмеркаптаны помимо высокой токсичности, летучести, обладают также неприятным запахом, коррозионной активностью, а при переработке нефти и газоконденсата неизбежно образуются токсичные сернистощелочные сточные воды.
При добыче, транспортировании, хранении, переработке нефти и
газоконденсата с высоким содержанием сероводорода, меркаптанов возникают большие экологические и технологические проблемы.
Одним из путей решения задачи по удалению вышеперечисленных нежелательных серосодержащих компонентов может быть процесс защелачивания легкой бензиновой фракции с предварительным ее выделением в колонне разгонки. Выделение легкой бензиновой фракции заметно снижает количество продукта, подлежащего демеркаптанизации, уменьшая тем самым капитальные вложения установки демеркаптанизации.
Принцип технологического решения этой проблемы заключается в следующем. Предварительно стабилизированное, обезвоженное и обессоленное сырье подогревается в теплообменниках и печи до 180 0С. Для обеспечения восходящего потока и стабильного температурного режима в колонне, последняя снабжается ребойлером для подогрева кубовой жидкости. В итоге нефть разделяется на легкую бензиновую и тяжелую нефтяную фракции.
Бензиновая фракция сверху колонны конденсируется и охлаждается до 40 0С с помощью воздушных холодильников. Часть бензина возвращается обратно из рефлюксовой емкости в колонну разгонки в качестве орошения с регулируемым расходом, балансовая часть бензина направляется на блок демеркаптанизации с помощью насосов.
Кубовый остаток, проходя систему теплообменного оборудования, отдает тепло технологическим средам и с температурой 40-45 0С объединяется с очищенной бензиновой фракцией.
Процесс очистки бензиновой фракции проходит в несколько этапов. Охлажденный поток бензина подается в емкость промывки каустиком для удаления сероводорода. Концентрация едкого натра составляет 14 % масс. Время смены раствора каустика зависит от реальной загрузки установки и осуществляется на основании полученных аналитических данных.
Международная научно-практическая конференция По интервалу кипения нефти сера распределяется неравномерно - в легких фракциях 80-1000С ее содержится много, во фракциях 150-2200С ее количество обычно минимально и далее к концу кипения существенно нарастает [4].
На основании имеющихся данных физико-химических показателей рассчитывают кривую разгонки на основании выходов фракций при 200 и 3000С и рассчитывают выход фракции начала кипения (н.к.) -1500С.
Для определения выхода легких фракций до 200 и 3000С (В200 и В300, % масс.) из нефти, можно воспользоваться корреляционной связью между выходом и плотностью нефти:
В200 = 294 - 313 р420 , В300 = 313 - 311 рЛ где р420 - относительная плотность при 20 0С. Проведенные расчеты приведены в Табл.3.
Таблица 3
Фракционный состав нефти месторождения Тенгиз
Показатели качества Единица измерения Значения
Плотность при 200С кг/м3 789
Выход легких фракций до 200 В200 % масс. 39
Выход легких фракций до 300 В300 % масс. 58
По найденным значениям строят график и рассчитывают уравнение, описывающее эту зависимость (Рисунок 1). На основании линейной зависимости температура - выход фракции находят потенциальное содержание фракции от начала кипения (н.к.) до 150 0С. Вычисления показывают, что при 150 0С должно выкипать 27,8 % масс. бензина.
400
350
300
О
° 250 ев Л
Й 200
л
и
с
В 150 Н
100
50
у = 4,7619х+19,048 _Я2=1
10 20 30 40 50
Выход фракций, % масс.
60
70
Рис. 1 Зависимость фракций от температуры кипения
Из рисунка видно, что соотношение масс предполагаемой и фактически обрабатываемых щелочью сред равно 0,278 : 1,000.
Удаление меркаптанов и остатков Н^ происходит на установке Мерикем при контакте с циркулирующим каустиком в экстракционной колонне. В кубовую часть колонны подают воздух и расчетные порции катализатора. Затем бензин направляется на фильтры для отделения от возможно присутствующих частиц щелочи. После чего отправляется для разгонки.
Использование в процессе демеркаптанизации не всей нефти, а фракции н.к.-150 0С способен оказать огромный технологический и экономический эффект в нефтедобывающих компаниях, что целесообразно учитывать при подготовке нефти на установках стабилизации нефти газоперерабатывающего завода.
Библиографический список:
1. Сафин, Р. Р. Направления подготовки сернистых нефтей, газоконденсатов и продуктов их переработки к транспортировке и хранению /
0
0
Международная научно-практическая конференция
Р. Р. Сафин, Ф. Р. Исмагилов // Экология промышленного производства. -2004. - № 2. - с. 35-39
2. Росляков, А. Д. Анализ технологий очистки углеводородного сырья от сернистых соединений / А. Д. Росляков, В. В. Бурлий // Экология и промышленность России. - 2010. - № 2. - с. 42-45.
3. Дюсенгалиев К.И., Сагинаев А.Т., Кулбатыров Д.К., Борисов Ю.А., Каримов О.Х. Физико-химические характеристики субститутов дисульфидного масла углеводородного сырья //
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. - №5 - 125-139.
4. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учебное пособие для вузов. М. : Химия, 1999.
УДК 536
Хакимова Дильбар Кудратовна Khakimova Dilbar Qudratovna
кандидат химических наук PhD in Chemistry
Филиал национального исследовательского технологического университета"МИСиС" в
г.Душанбе
Branch of the National Research Technological University "MISiS" in Dushanbe
КАЛОРИМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ОКТАГИДРАТОГИДРОКСИДА БАРИЯ С РАЗБАВЛЕННЫМИ РАСТВОРАМИ ПЛАВИКОВОЙ КИСЛОТЫ
CALORIMETRIC STUDIES OF THE PROCESS OF INTERACTION OF OCTAHYDRATOHYDROXIDE OF BARIUM WITH HYDROFLUORIC
ACID OF DILUTED SOLUTIONS
Аннотация: В настоящей работе приведены результаты исследования процесса взаимодействия октагидратогидроксида бария с растворами плавиковой кислоты различной концентрации, с целью определения энтальпии образования гидрофторидов бария.
