Конференциясының ЕҢбектері

278 
 
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
0,2
0,4
0,6
1
2
3
2
1
 
 
Рисунок 1 –  Зависимость структурной вязкости ВГ от концентрации смеси парафинонафтеновых 
углеводородов (1), смол (2)   
 
Как  видно,  из  рисунка,  использование  смесей  парафинонафтеновых  углеводородов 
ТГФНБП  в  отличие  от  применения  ТГФНБП,  приводит  к  незначительному  изменению  вязкости 
сырья.  При  добавлении  в  систему  до  3,0  %  масс  СПНУТГФНБП  вязкость  достигает  260  мм
2
/с; 
дальнейшее введение добавки незначительно изменяет вязкость системы. Из приведенных данных 
следует,  что  добавка  парафинонафтеновых  углеводородов  практически  незначительно  изменяет 
вязкость системы. 
Введение  в  сырье  смесей  ароматических  углеводородов  позволяет  снизить  вязкость 
системы,  причем  кривые  структурной  вязкости  носят  экстремальный  характер  только  при 
оптимальном количестве активирующих добавок (рисунок 1). 
Видимо, 
отдельные 
индивидуальные  компоненты  ароматической  добавки  положительно  сказываются  на  ее 
эффективности. Введение 1% ароматической добавки позволило снизить вязкость системы на 75 
мм
2
/с. Применение смол в качестве добавки в количестве от 0,1% до 0,6% приводит к изменению 
структурной вязкости вакуумного газойля кызылкиянской нефти от 288 мм
2
/с до 190 мм
2
/с. При 
этом наибольшее снижение вязкости отмечено при введении 0,4 % масс смол – 98 мм
2
/с. Следует 
отметить, что эффективность действия добавок фиксируется при ее оптимальном количестве. По 
активности  добавки  располагаются  в  следующий  ряд:  смола  →  смесь  ароматических 
углеводородов → смесь парафинонафтеновых углеводородов. 
Каталитический  крекинг  вакуумного  газойля  Кызылкиянской  нефти  в  смеси  с 
оптимальными  концентрациями  добавок,  найденными  по  кривым  низкотемпературной  вязкости, 
осуществляли  при  Т=490 
0
С,  МСПС=  4ч
-1
.  С  целью  уточнения  поведения  компонентов  системы 
газойль-добавка,  приводящих  к  экстремальному  изменению  низкотемпературной  вязкости,  были 
выполнены также опыты с текущими концентрациями добавок. 
Данные  крекинга  и  зависимости  выхода  продуктов  от  содержания  СПНУ  ТГФНБП  в 
системе приведены в таблице 1 и на рисунке 2. 
Применение  ароматических  углеводородов  как  добавок  показало,  что  они  способствуют 
снижению выхода кокса. Так, при добавлении в газойль 1,0 % масс фракции смеси ароматических 
углеводородов  выход  кокса  снизился  до  4,9  %  масс.  Следовательно,  увеличение  числа 
конденсированных циклов в добавке усиливает эффективность ее действия. 
Из всех компонентов ТГФНБП максимальную эффективность в качестве добавки показала 
фракция  смолы.  Введение  смол  в  количестве  всего  0,4  %  в  сырье  крекинга  позволило  снизить 
выход кокса на катализаторе до минимального значения наблюдаемого нами в предыдущих сериях 
опытов – 4,1 % масс. 
 
 
С
трук
тур
на
я вяз
кос
ть
, м
м
2
/с
 

279 
17
18
19
20
0
1
2
3
 
41
41,5
42
42,5
43
43,5
0
1
2
3
 
19,5
20
20,5
21
21,5
22
0
1
2
3
 
9
10
11
12
13
14
0
1
2
3
 
6,5
7
7,5
8
8,5
9
0
1
2
3
 
Рисунок 2 – Зависимость выхода продуктов крекинга вакуумного газойля  
 Кызылкиянской нефти от концентрации добавки смеси парафинонафтеновых 
углеводородов ТГФНБП 
газ
 
бе
нз
ин
 
лег
кий
 г
азой
ль
 
тя
ж
елы
й 
газой
ль
 
кок
с 
В
ыход
 про
дук
тов
 к
ре
кин
га, 
%
 

280 
Таблица  1  –  Влияние  добавки  компонентов  ТГФНБП  на  каталитический  крекинг 
вакуумного газойля Кызылкиянской нефти. 
 
Вид добавки 
- 
СПНУ 
САУ 
Смола 
Концентрация добавки в смеси, % мас. 
0 
1,0 
2,0 
3,0 
1,0 
0,4 
Выход продуктов крекинга, % 
Газ 
Бензин 
Легкий каталитический газойль 
Тяжелый каталитический газойль 
Кокс 
Конверсия, % масс 
Селективность (бензин:кокс) 
Активность добавки 
 
17,5 
41,3 
20,3 
13,3 
7,6 
66,4 
5,4 
- 
 
17,7 
41,5 
20,6 
12,4 
7,8 
67,0 
5,3 
- 
 
18,0 
41,9 
20,9 
11,6 
7,6 
67,5 
5,5 
- 
 
19,2 
43,3 
20,2 
10,0 
7,3 
69,8 
5,9 
- 
 
17,2 
41,8 
20,0 
16,1 
4,9 
63,9 
8,5 
2,7 
 
18,0 
41,0 
19,6 
17,3 
4,1 
63,1 
10,0 
11,7 
 
Сравнение  кривых  структурной  вязкости  и  выхода  кокса  при  крекинге  газойля  с 
использованием добавки СПНУТГФНБП  показали их симбатное изменение. 
Введение  в  газойль  нефти  фракции  СПНУТГФНБП  в  небольших  количествах  (до  1,0  %) 
мало изменяет баланс крекинга, однако по мере дальнейшего увеличения ее концентрации в сырье 
до  3,0%  происходит  увеличение  выхода  газа  на  1,7,  бензина  –  на  2,0,  легкого  каталитического 
газойля на 3,3 и слабое уменьшение выхода кокса - на 0,3 % масс. Использование добавок смеси 
парафинонафтеновых  углеводородов  к  сырью  крекинга  повышает  селективность  процесса  и 
конверсию сырья. Следует отметить, что и в этом случае изменение кривых структурной вязкости 
и выхода кокса при крекинге идентичны. 
В  таблице  2  приведены  данные  качества  продуктов  крекинга  вакуумного  газойля 
Кызылкиянской нефти в присутствии компонентов газойлевой фракции ТГФНБП. 
 
Таблица 2 – Качество продуктов крекинга вакуумного газойля Кызылкиянской нефти 
с добавкой компонентов ТГФНБП при оптимальных концентрациях 
 
Добавка 
Без 
добав-
ки 
ТГФНБ
П 
Смесь парафино-
нафтеновых 
углеводородов (СПНУ 
ТГФНБП) 
САУТ
ГФНБ
П 
ТГФ 
НБП 
Количество добавки 
0 
1,5 
1,0 
2,0 
3,0 
1,0 
0,4 
Газ 
Выход, % масс,  
в том числе 
Н
2
–С
2
  
ΣС
3
 
ΣС
4
 
Олефины С
3
-С
4
 
 
17,5 
 
3,48 
4,25 
9,33 
6,82 
 
17,6 
 
2,79 
4,90 
9,43 
6,92 
 
18,2 
 
3,07 
4,72 
10,92 
8,06 
 
17,9 
 
3,02 
4,37 
10,04 
6,98 
 
18,2 
 
2,60 
4,36 
10,72 
7,46 
 
17,2 
 
2,49 
4,64 
9,52 
6,07 
 
18,0 
 
2,52 
4,85 
10,15 
6,44 
Бензин 
(н.к. – 195 
0
С) 
плотность при 20 
0
С 
содержание серы %, масс 
групповой углеводородный   
состав %, масс 
-олефины 
-ароматические 
-парафинонафтеновые 
-октановое число  
(исл. метод) 
 
 
765,5 
0,08 
 
 
20,6 
49,8 
29,6 
88,8 
 
 
762,3 
0,08 
 
 
20,8 
46,8 
32,4 
88,8 
 
 
762,5 
0,08 
 
 
17,9 
46,9 
35,2 
91,1 
 
 
764,3 
0,06 
 
 
18,8 
50,3 
30,9 
- 
 
 
763,9 
0,05 
 
 
18,3 
51,3 
30,4 
- 
 
 
766,8 
0,06 
 
 
17,2 
51,0 
31,8 
- 
 
 
767,5 
0,06 
 
 
17,0 
55,3 
27,7 
90,3 
Легкий газойль (195-270 
0
С) 
плотность при 20 
0
С кг/м
3
 
йодное число, r I
2
 на 100 г 
 
985,3 
18,2 
 
950,2 
17,6 
 
953,0 
17,3 
 
956,3 
16,9 
 
956,8 
17,3 
 
956,0 
18,0 
 
957,3 
16,5 
Тяжелый газойль  
 
 
 
 
 
 
 

281 
(270-420 
0
С) 
плотность при 20 
0
С кг/м
3
 
групповой углеводородный  
состав %, масс 
-асфальтены 
-ароматические 
-смолы 
-парафино-нафтеновые 
содержание серы, % масс 
 
986,2 
 
 
2,6 
53,9 
8,6 
34,9 
0,20 
 
982,3 
 
 
2,3 
56,0 
5,9 
35,8 
0,22 
 
984,5 
 
 
2,2 
57,6 
6,2 
34,0 
0,20 
 
980,6 
 
 
2,0 
52,1 
9,8 
36,1 
0,20 
 
980,3 
 
 
2,5 
55,1 
8,8 
33,6 
0,20 
 
980,0 
 
 
2,9 
53,0 
10,6 
33,5 
0,20 
 
980,2 
 
 
4,0 
54,4 
8,5 
33,1 
0,20 
 
Из  данных  таблицы  2  следует,  что  применение  при  крекинге  в  качестве  активирующих 
добавок  смесей  парафино-ароматических  углеводородов  в  оптимальных количествах  приводит  к 
снижению доли фракции Н
2
–С
2
  в  газе,  увеличению  содержания  в  бензине  парафино-нафтеновых 
углеводородов,  снижению  плотности  и  йодного  числа  легкого  каталитического  газойля, 
уменьшению  плотности  тяжелого  газойля  и  содержания  в  нем  смол  и  асфальтенов  при 
одновременном  повышении  содержания  ароматических  углеводородов.  Наблюдалось  улучшение 
октановой  характеристики  бензина,  полученного  из  сырья  с  оптимальной  добавкой  нафтеновых 
углеводородов. 
Использование смесей ароматических углеводородов (САУТГФНБП) как добавок к сырью 
крекинга  в  оптимальном  количестве  позволило  снизить  выход  фракции  Н
2
–С
2
  в  газе,  несколько 
увеличить  выход  углеводородов  С
4
,  получить  бензин  с  большим  содержанием  ароматических 
углеводородов  и  снизить  содержание  непредельных  углеводородов.  Легкий  каталитический 
газойль  отличается  несколько  облегченным  составом,  а  также  меньшим  содержанием 
непредельных  углеводородов.  Тяжелый  каталитический  газойль  –  более  утяжеленный  с 
повышенным содержания смол и ароматических углеводородов, привело к заметному снижению 
содержания серы в крекинг-бензине – с 0,08 до 0,06 % масс. 
Применение  смол  СТГФНБП-наиболее  эффективного  компонента  как  добавки  к  сырью 
крекинга,  снижает  долю  фракции  Н
2
–С
2
  в  газе,  увеличивает  выход  углеводородов  С
4
.  Изменение 
показателей качества других продуктов аналогичны описанным выше, однако, отметим, что в данном 
случае  смола  ТГФНБП  была  более  тяжелой  и  с  большим  содержанием  смолисто-асфальтеновых 
компонентов. 
Сравнение  показателей  активности  добавок,  определяемых  как  отношение  разности  выхода 
кокса  при  нулевой  и  оптимальной  концентрации  добавки  к  величине  оптимальной  добавки,  дает 
возможность  охарактеризовать  относительную  эффективность  компонентов  добавки.  При  этом 
наибольшую активность имеют смолы – 11,7. Наряду со смолами смесь ароматических углеводородов 
также имеет активность, превышающую активность тяжелой газойлевой фракции нефтебитуминозных 
пород  (ТГФНБП).  Следует  отметить,  что  смолы  и  ароматические  углеводороды  являются  теми 
компонентами ТГФНБП, которые определяют эффективность его действия в целом. 
Если  принять  суммарный  эффект  действия  ТГФНБП  в  составе  сырья  за  100%,  то  по 
показателям  активности  компонентов,  определяющих  их  эффективность,  можно  рассчитать 
относительный вклад каждого такого компонента в обеспечение общего эффекта. Так, эффект действия 
смол в составе ТГФНБП составляет 75 %, смесь ароматических углеводородов – 25 %. 
Таким  образом,  повышенное  содержание  в  составе  активирующей  добавки  смесей 
ароматических  углеводородов  и  смол  положительно  влияет  на  ее  эффективность,  причем,  высокая 
эффективность добавки обеспечивается, в основном, смолами. Это подтверждает правильность нашего 
предположения  о  том,  что  большая  эффективность  добавки  ТГФНБП  по  сравнению  с  ЛГФНБП 
объясняется более высоким содержанием в нем смол. 
В связи с обнаруженной нами высокой эффективностью легкой и тяжелой газойлевых фракций 
нефтебитуминозных  пород  было  логично  испытать  в  качестве  активирующих  добавок  при 
каталитическом крекинге и другие смолистые продукты нефтебитуминозного происхождения. 
 
Литература 
1.
 
Танашев  С.Т.,  Омаралиев  Т.О..  Туранов  Б.  Изучение  путей  снижения  коксоотложения  на 
поверхности окисных катализаторов крекинга. Тезисы докладов Всесоюзной НТК, Уфа, 1991 
2.
 
Танашев С.Т., Капустин В.М. Омаралиев Т.О.Каталитический крекинг вакуумного газойля в 
присутствии смолы пиролиза. // Нефтехимия, 1988. №2. - с. 218-227. 
 
 

282 
УДК 665.62.4 
 
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРОЦЕССОВ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ 
КУМКОЛЬСКОЙ НЕФТИ 
 
Танашев С.Т., Шалатаев С.Ш., Идирисов М.Д., Карабаев Ж.А. 
ЮКГУ им. М.Ауезова, Шымкент, Казахстан 
 
Түйін 
Бұл  жұмыс  қазіргі  кезде  мұнай  ӛңдеу  саласында  ӛзекті  маңызды  мәселе  болып  табылатын 
Қазақстан мұнайларын  тұзсыздандыру  және сусыздандыру  мақсатында процестің ғылыми-тәжрибиелік  
заңдылықтарын  зерттеуге  арналған.  Тұзсыздандыру  және  сусыздандыру  қондырғысын  жетілдіру  
негізінен  қолданылатын  шикізаттың  құрамына  және  қолданылатын  жоғары  активті  зат-
деэмульгатордың белсенділігі мен тұрақтылығына байланысты болатындығы кӛрсетілген. 
 
Summary 
Investigations of oil dehydrogenation and desalinization have been carried out on pilot plant with usage of 
Panchenkov`s casing head as a grabber for definition of technical-and-economic characteristics improvement of oil 
treating and processing. 
 
В  целях  поиска  путей  улучшения  технико-экономических  характеристик  процессов 
подготовки  нефти  и  еѐ  первичной  переработки  были  проведены      исследования  возможности 
обезвоживания  и  обессоливания  нефти,  которые  осуществлялись  на  пилотной  установке,  где  в 
качестве контактирующего устройства использована насадка Панченкова (см. рис 1.) 
 
           
 
  
Пилотная  установка  была  смонтирована  и  привязана  непосредственно  к  блоку  ЭЛОУ 
установки  ЛК-6У.  Процесс  обезвоживания  и  обессоливания  нефти  осуществлялся  следующим 
образом. 
На  устройство  (патрон),  загруженное  гофрированной  проволочной  насадкой  Панченкова, 
подавали осушаемую нефть (после I ступени ЭЛОУ) при температуре 60-100 °С с использованием 
тепла предыдущих технологических стадий, т.е. без специального нагрева данной нефти. 
Нефть  с  различными  скоростями  самотеком  проходила  через  устройство  с  насадкой 
Панченкова,  затем  отбирали  еѐ  пробы  в  специальные  сосуды,  в  которых  происходил  отстой  в 
течение  40 минут. После отстоя нефти в ней определяли содержание солей и воды. 
Результаты опытов сведены в таблице 1. 
 

283 
Таблица 1. - Содержание хлористых солей и воды в составе нефти 
 
Содержание воды и хлористых солей 
Сырая 
нефть 
После I 
ступени 
ЭЛОУ 
После II 
ступени 
ЭЛОУ 
После I ступени и насадки Панченкова 
Удельная нагрузка насадки   
2
.
/
,
см
с
л
V
об
 
При диаметре патрона 32 мм. 
При диаметре патрона 25 мм. 
При диаметре патрона 15 мм. 
0,045 
(19,2л/ми
н) 
0,030 
(14,4л/ми
н) 
0,015 
(6,7л/ми
н) 
среднее 
0,045 
(12л/мин
) 
0,030 
(9л/мин
) 
0,015 
(3,6л/мин
)
 
среднее 
0,045 
(4,2л/мин
) 
0,030 
(3л/мин
) 
0,015 
(3л/мин
) 
средне
е 
Содержание хлористых солей, мг/л 
19,79 
5,5 
4,42 
2,77 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
21,67 
3,87 
3,31 
- 
1,88 
2,32 
2,32 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
20,79 
4,1 
2,21 
- 
- 
- 
- 
2,09 
2,6 
2,2 
2,30 
- 
- 
- 
- 
20,79 
4,1 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
2,54 
2,4 
2,87 
2,6 
Содержание воды, % мас. 
0,3 
0,06 
0,09 
Отс. 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
0,3 
0,03 
0,06 
- 
Отс. 
Отс. 
Отс. 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
 
2,4 
0,06 
0,09 
- 
- 
- 
- 
- 
0,06 
0,06 
0,06 
- 
- 
- 
- 
0,06 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
- 
Отс. 
Отс. 
Отс. 
Отс. 
 
 
 
283
 
 

284 
Было проведено несколько серий экспериментов. В каждой серии одновременно отбирали 
три пробы нефти: до ЭЛОУ, после первой ступени ЭЛОУ и после патрона с насадкой Панченкова.  
Для  каждой  пробы  нефти  определяли  содержание  хлористых  солей  и  воды  по  общеизвестной 
методике (ГОСТ 21534-76;2477-65). Результаты показывают, что исходная нефть содержит 19,79 - 
21,67 мг/л солей и 0,3 - 2,4% мас. воды. 
При  обезвоживании  и  обессоливании  нефти  на  заданном  технологическом  режиме 
остаточное содержание солей и воды соответственно составляло 4,1-5,5 мг/л  и  0,03-0,06%  мас.  
При  обработке  нефти,  прошедшей  первую  ступень  ЭЛОУ  на  устройстве,  загруженном 
гофрированной  насадкой  Панченкова,    остаточное  содержание  солей  в  нефти  в  среднем  (для 
различной  удельной  нагрузки  насадки)  составило  2,30  -  2,6  мг/л,  а  содержание  воды  в 
большинстве случаев отсутствует. 
Общее снижение содержания хлористых солей в нефти, прошедшей первую ступень ЭЛОУ 
и устройство с насадкой Панченкова, составляет 35-45% мас.  от количества солей, содержащихся 
в ней после первой ступени. 
Очевидно,  причиной снижения содержания воды, а с ней и растворимых хлористых солей   
на насадке Панченкова происходит за счет более интенсивного перемешивания,  способствующего 
разрушению  эмульсии  с  малым  содержанием  дисперсной  фазы  [1],    а  также  за  счет  снятия 
одноименного  заряда,    образовавшегося  в  результате  обработки  нефти  в  электродегидраторе  I 
ступени,  с частиц дисперсной фазы [2,3]   при фильтрации суспензии через насадку Панченкова, 
что  также  способствует  улучшению  условий  сцепления  и  флоктуации      сложноструктурной 
единицы (ССЕ) и   в конечном итоге приводит к обезвоживанию и обессоливанию нефти. 
Таким  образом,    проведенные  исследования  позволили  установить,  что  сырая  нефть, 
поступающая 
на 
блок 
ЭЛОУ 
установки 
ЛК-6У 
ТОО 
«ПКОП» 
Шымкентского 
нефтеперерабатывающего  завода,  может  быть  обезвожена  (вплоть  до  отсутствия  воды)  и 
обессолена (до 2,30 - 2,60 мг/л солей) с использованием насадки Панченкова после первой ступени 
ЭЛОУ. Кроме того, указанный метод позволяет исключить стадию щелочной и водной обработки 
и деэмульгирование нефти на II ступени и тем самым снизить энергетические затраты. 
 

жүктеу/скачать 7,95 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: