Конференциясының ЕҢбектері


АМАНГЕЛДИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТА И КУМКОЛЬСКОЙ НЕФТИ ПРИ



жүктеу 7.95 Mb.
Pdf просмотр
бет38/46
Дата03.03.2017
өлшемі7.95 Mb.
1   ...   34   35   36   37   38   39   40   41   ...   46

АМАНГЕЛДИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТА И КУМКОЛЬСКОЙ НЕФТИ ПРИ 
КАРБАМИДНОЙ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ 
 
Танашев С.Т., Керимбеков С.С., Искендиров Б.Ж. 
М. Әуезов атындағы ОҚМУ, Шымкент, Қазақстан 
 
Резюме 
Біздің зерттеу жұмысымыздың мақсаты – құрамында парафині аз Амангелді газконденсаты және 
Құмкӛл  жоғары  парафинді  мұнайының  дизель  фракциясын  карбамидпен  парафинсіздендіру  процесіндегі 
қалыпты парафинді кӛмірсутектер потенциалынан шығымды арттыру әдісін жасау болып табылады.  
 
Summary 
The  purpose  of  this  research  –  is  development  of  method  increasing  of  output  diesel  fractions  of  normal 
paraffin hydrocarbons potential by carbamide deparaffinization from low-paraffin Amangeldy gas-condensate and 
high paraffin Kumkol petroleum. 
 
Перспективным  планом  развития  народного  хозяйства  страны  предусмотрено  широкое 
развитие нефтехимического синтеза. 
В  связи  с  этим  возникает  необходимость  увеличения  производства  жидких  парафинов 
высокой степени чистоты сырья для нефтехимического синтеза, [1, 2]. 
Как известно, в процессе депарафинизации топлив спирто-водным раствором карбамида с 
гравитационным  разделением  фаз  получаются  парафины  с  содержанием  ароматических  углево-
дородов  не более  0,5  %  (масс),  что  отвечает  требованиям  действующих  технических  условий  на 
парафины  для  производства  БВК.  Для  получения  указанных  парафинов  после  отделения  де 
парафинированного  продукта  комплекс  промывают  легкой  фракцией  с  температурой  конца 
кипения  180—200  °С.  При  разложении  комплекса  оставшаяся  часть  экстрагирующей  фракции 
переходит в парафины. Ее отделяют от парафинов отгонкой, при этом с ней уносится легкая часть 
парафинов. В результате выход от потенциала целевых парафинов с содержанием ароматических 
углеводородов 0,5 % значительно уменьшается [3].Следовательно, важным фактором, влияющий 
на  требуемую  чистоту  парафинов,  являются,  условия  экстракции  оставшейся  части  топлива  из 
комплекса. 
Цель  настоящего  исследования  —  разработка  метода  увеличения  выхода  от  потенциала 
нормальных парафиновых углеводородов карбамидной депарафинизацией дизельных фракций из 
малопарафинистого  Амангелдинского  газоконденсата  и  из  высокопарафинистых  Кумкольской 
нефти. 
В первую очередь были выбраны условия комплексообразования, обеспечивающие полное 
извлечение из депарафинируемой фракции нормальных парафиновых углеводородов. 
Снижения  потерь  парафинов  предполагалось  достичь  увеличением  разрыва  между 
температурами  конца  кипения  промывной  фракций  и  начала  кипения  депарафннируемого 
продукта. 
Из  исходных  дизельных  фракций  были  получены  образцы,  отличающиеся  друг  от  друга 
температурой начала кипения (табл. 1). 
Исследование проводили на дизельных фракциях полученные из смеси малопарафинистых 
газоконденсатных  месторождении  Амангелды  и  высокопарафинистой  Кумкольской  нефтей  с  со-
держанием  комплексообразующих  углеводородов  соответственно  15—17  и  34—37  %  (масс), 
температура помутнения их колебалась от 4 до 14°С, а температура застывания  от —1 до - 18°С. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

271 
Таблица 1  
Температуры начало кипения разной фракции  
Показатели 
Фракции из нефтей 
из малопарафинистого Амангелдинского 
газоконденсата 
из высокопарафинистых 
Кумкольской нефти 
180-350°С 
200—
350
0
С 
220 —
350°С 
240—
350оС 
180—
350°С 
200—
350°С 
230—
350°С 
Плотность  
6,8250 
0,8279 
0,8305 
0,8322 
0,8065 
0,8075 
0,8160 
Фракционный состав, °С 
 
н. к. 
183 
199 
223 
238 
179 
204 
230 
10% 
217 
225 
240 
251 
205 
226 
252 
50% 
258 
263 
268 
271 
271 
263 
,284 
90% 
316 
312 
315 
315 
333 
320 
337 
95% 
327 
329 
335 
332 
343 
345 
346 
к. к. 
345 
343 
346 
347 
348 
352 
352 
Вязкость при 20 
°С, 
 
 
 
 
 
 
 
мм
2
/с 
3,62 
4,05 
4,6 
5,08 
3,82 
4,0 
5,53 
Температура, °С 
 
 
 
 
 
 
 
помутнения 
—14 
—12 
—10 
—9,5 
—1 

+4 
застывания 
—18 
—16 
—14 
—12,5 
—5 
_4 
—1 
вспышки (в за-
крытом тигле) 
Содержание 
комплексообразу
ющих 
углеводородов, % 
(масс.) 
70 
78 
96 
105 
70 
80 
90 
 
 
 
 
 
 
 
15,1 
15,8 
16,3 
16,96 
34,1 
36,6 
„ 37,1 
 
 
 
 
 
 
 
 
Для каждой смеси были выбраны условия депарафинизации. В зависимости от фракцион-
ного  состава  депарафинируемого  продукта  реакцию  комплексообразования  проводили  в  сле-
дующих  условиях:  температура  насыщения  карбамидного  раствора  —  50—55°С;  соотношение 
карбамидного  и  углеводородного  растворов  —  от  2,5:  1  до  4,5:  1  (по  объему);  температура 
комплексообразования — 60—30 °С; длительность контактирования — 40 мин, последние 10 мин 
— выдержка при конечной температуре (30 °С); частота вращения мешалки — 1200 мин
-1
. В этих 
условиях  обеспечивается  полное  извлечение  н-парафинов  —  содержание  комплексообразующих 
углеводородов в депарафинированных фракциях равно нулю (табл. 2), температура   помутнения 
— ниже   —35°С,   температура застывания — ниже   -65°С. 
При  использовании  в  качестве  исходного  продукта  фракций  дизельного  топлива  с 
различной  температурой  начала  кипения  выход  парафинов  от  потенциала  (содержание 
комплексообразующих углеводородов в сырье) меняется (табл. 3). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

272 
Таблица 2 
Фракции после полного извлечения от  н-парафинов и комплексообразующих углеводородов  
Показатели 
 
 
 
Фракции из нефтей 
из малопарафинистого Амангелдинского 
газоконденсата 
Из высокопарафинистых 
Кумкольской нефти 
180 —350°С 
200 — 
350°С 
220 —
З50°С 
240 — 
350°С 
180—
350°С 
200-350°С  230 — 
350°С 
Плотность  
0,8431 
0,8357 
0,8379 
0,8414 
0,8286 
0,8295 
0,8367 
Фракционный состав, "С 
н. к. 
182 
198 
224 
237 
180 
206 
232 
10% 
215 
222 
236 
249 . 
201 
224 
252 
50% 
257 
261 
268 
270 
265 
263 
291 
90% 
315 
309 
312 
324 
331 
329 
341 
95% 
323 
327 
333 
333 
340 
345 
349 
к. к. 
342 
341 
342 
343 
345 
352 
353 
Вязкость при 20 °С, 
мм
2
/с  
Температура, °С 
3,72 
4,12 
4,87 
5,22 
4,06 
4,16 
6,97 
помутнения 
<—35 
<—35 
<—35 
<—35 
<—35 
<—35 
<—35 
застывания 
<—65 
<-65 
<—65 
<—65 
<—65 
<—65 
<—65 
Содержание комплек- 
комплексообразующи
х углево- 
дородов, % (масс.) 







 
Таблица 3  
Выход парафинов от исходного продукта 
 
Показатели 
 
Парафины из фракций 
из малопарафинистого 
Амангелдинского газоконденсата 
Из высокопарафинистых 
Кумкольской нефти 
180 —350°С 
240 —350°С 
180 —350°С 
230 —350°С 
Плотность  
0,7739 
0;7749 
0,7781 
0,7798 
Фракционный состав, °С 
н. к. 
241 
246 
242 
244 
10% 
253 
257 
254 
257 
50% 
274 
277 
289 
291 
90% 
320 
320 
335 
338 
95% 
335 
331 
338 
346 
к. к. 
343 
343 
346 
348 
Температура, 
 
 
 
 
кристалли- 
13 
13 
18 
20 
зации 
 
 
 
 
застывания 
11,5 
11,5 
17' 
17 
Содержание 
0,53 
0,52 
0,4 
0,44 
ароматических 
 
 
 
 
углеводородов, 
 
 
 
 
% (масс.) 
 
 
 
 
Выход   от   по- 
74,1 
86,7 
80,0 
87,0 
тенциала,      % 
 
 
 
 
(масс.) 
 
 
 
 
Содержание, % 
парафиновых угле- 
водородов 
примесей 
1,13 
1,88 
0,8 
1,65 

273 
 
Таблица 4  
Изменение выхода зимнего дизельного топлива 
Фракции, вошедшие в 
компаундирования 
 
Выход зимнего дизельного топлива   (% масс.) из сырья
 
из малопарафинистого 
Амангелдинского 
газоконденсата
 
Из высокопарафинистых 
Кумкольской нефти
 
Исходное топливо  
180—200,  
200—350°С  
180—220, 
220—350°С  
 
79,7 
80,1 
82,4 

83,7 
64,4 
65,35 

67,5 

 
Так, при депарафинизации фракций с содержанием комплексообразующих углеводородов 
14—  17  %  (масс),  с  повышением  температуры  начала  их  кипения  от  180  до  240°С  выход 
парафинов  от  потенциала  увеличивается  с  74,1  до  86,7  %,  из  фракций  с  содержанием 
комплексообразующих  углеводородов  34—37  %  выход  парафинов  увеличивается  от  80  до  87  % 
(масс).  Несмотря  на  повышение  температуры  начала  кипения  де-парафинируемых  продуктов  на 
50—60°С,  характеристики  полученных  парафинов  близки.  Это  объясняется,  как  указывалось, 
отгоном  вместе  с  промывной  фракцией  при  депарафинизации  фракций  с  низкой  температурой 
начала кипения  легкой части  парафинов. 
Таким  образом, для  увеличения  выхода  целевых парафинов  в  процессе депарафинизации 
нефтепродуктов  спиртоводным  раствором  карбамида  в  качестве  исходного  продукта  целесо-
образно использовать фракцию с температурой начала кипения 230—240 °С. При этом увеличится 
выход  парафинов  на  сырье  и  сократится  количество  промежуточной  фракции,  полученной  при 
отгонке  промывной  фракции  из  парафинов.  Однако  при  депарафинизации  фракции  с  высокой 
температурой начала кипения уменьшается выход депарафинированного топлива и фракционный 
состав его не отвечает нужным требованиям. 
Нами  была  изучена  возможность  получения  депарафинированного  продукта, 
удовлетворяющего  требованиям  ГОСТ  на  дизельное  топливо,  путем  компаундирования 
депарафинированного  высококипящего  компонента  с  легкой  фракцией  топлива,  которая  не 
подвергалась депарафинизации. 
Данные о выходе зимних дизельных топлив после компаундирования представлены в табл. 
4. Как видно, после компаундирования легкой фракции с депарафинированным продуктом выход 
зимнего дизельного топлива, отвечающего  требованиям  ГОСТ,   увеличивается. 
Предлагаемый вариант депарафинизации имеет следующие преимущества: увеличивается 
выход  жидкого  парафина  (от  потенциала  на  взятое  сырье);  увеличивается  выход  зимнего 
дизельного  топлива;  уменьшается  количество  промежуточной  фракции.  Показана  возможность 
увеличения  выхода  нормальных  алканов  от  потенциального  содержания  в  депарафинируемом 
сырье с одновременным увеличением выхода зимнего дизельного топлива. 
 
Литература 
1.
 
Усачев В. В. Карбамидная депарафинизация.  М., Химия, 1967, с. 83—102. 
2.
 
Переверзев А.Н. и др. Производство парафинов.М., Химия, 1973, с.11—20. 
3.
 
А. С. 178436 (СССР).ИНХП АН Азерб.ССР им. Ю. Г. Мамедалиев. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

274 
УДК 665.664.2 
 
РАЗРАБОТКА ЭФФЕКТИВНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ ОСТАТОЧНОГО 
СЫРЬЯ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА 
 
Танашев С.Т., Идирисов М.Д., Налибаев М.И., Танашева Г.С. 
ЮКГУ им. М.Ауезова, Шымкент, Казахстан 
 
Түйін 
Бұл  жұмыс  қазіргі  кезде  мұнай  ӛңдеу,  мұнайхимия  саласында  ӛзекті  маңызды  мәселе  болып 
табылатын Қазақстан мұнайларының вакуум  газойлдерін  490-500 
0
C температурада, 2сағ
-1 
және 4сағ
-1
 
шикізатты  беру  жылдамдығында,  ДА-250-катализаторында  каталитикалық  крекингтеу  арқылы 
мақсатты жоғары сапалы,ӛндіріске аса қажетті ӛнімдер алудың ғылыми-тәжрибиелік  заңдылықтарын  
зерттеуге  арналған.  Алынған  ғылыми  нәтижелер  каталитикалық  крекинг  процесінде  қолданылатын 
шикізатты дисперсиялық жүйе ретінде қарастыруға негізделген жаңа физика-химиялық технология әдісі 
бойынша түсіндіріледі. 
 
Summary 
In the study work of catalyst cracking vасuum gas oil benzene interval temperature is 490-500 
0
C and the 
valisty giving products is 2\h and 4\h micro safari the holding of chane catalyst DА-250 and they а soft technical 
setup for а new gas oil kumkolskey benzene оп the setup of catalyst cracking in the. They give us the physical and 
chemical propities of the product. We саn use catalyst and balance of mitral is а process of catalyst cracking. 
 
Известно,  что  нефти  различных  месторождений  перерабатываются  на  заводах  страны  в 
виде  смеси,  в  том  числе  и  казахстанские  нефти.  Поэтому  представляет  практический  интерес 
изучение  влияния  смешения  газойлей  различной  природы  на  результаты  каталитического  кре-
кинга. 
Смеси  готовили  из  трех  вакуумных  газойлей  -  из  газойлей  Западно-Сибирской-1, 
Мангышлакской нефти - 2 и Жанажолской нефти – 3 ( табл. 1) 
 
Таблица 1. - Физико-химические свойства вакуумных газойлей 
 
Эти газойли были взяты по следующим соображениям. Газойль Западно-Сибирской нефти-
1  является  газойлем  с  самым  высоким  содержанием  ароматических  углеводородов,  газойль 
Мангышлакской  нефти-2  является  газойлем  с  самым  низким  содержанием  ароматических 
углеводородов и представителем 1 группы газойлей казахстанских нефтей. Газойль Жанажолской 
нефти-3  является  представителем  П  группы  газойлей  казахстанских  нефтей.  Все  три  газойля 
существенно  различаются  по  своему  групповому  углеводородному  составу,  и  представляло 
интерес  рассмотреть,  как  смешение  газойлей  различной  природы  влияет  на  выход  продуктов 
крекинга. 
 
 
Но
м
ер
 газ
ой
ля
 
В
аку
ум
ные
 
ди
сс
ти
лл
ят
ы
 
Пл
от
но
ст
ь 
пр
и 
20
о
С 
кг/м
3
 
К
ок
су
ем
ость,
 %м
ас
с.
 
С
одер
ж
ан
ие 
се
ры,

ас
с.
 
Групповой состав, %масс. 
Фракционный состав,  
 о
С 
Пар
аф
ин
о-
наф
те
но
вые 
 
Ар
ом
ати
чес
-
кие
 
В том числе 
см
ол
ы
 
н.
к.
 
10%
 
50%
 
90%
 
к.
к.
 
лег
-
кие
 
ср
ед
ние
 
тяж
е
лые
 

Западно-
сибирских 
нефтей  
915,0 
0,20 
2,1 
34,4 
59,4 
18,0 
18,5 
22,9 
6,2 
303 
350 
430 
480 
500 

Мангыш-
лакской 
нефти 
878,7 
0,25 
0,8 
74,2 
20,9 
6,1 
9,9 
5,7 
4,9 
283 
362 
442 
490 
500 

Жана-
жолской 
нефти 
904,0 
0,60 
0,3 
66,1 
27,7 
9,5 
11,0 
7,2 
6,2 
298 
350 
420 
488 
497 

275 
Вначале были рассмотрены крекинг смеси вакуумного газойля 1 с газойлем 2. 
Результаты  приведены  на  рис.  1.  Как  можно  заметить,  выход  целевых  продуктов  и 
коксообразование на катализаторе изменяются неаддитивно в зависимости от содержания газойля 
Западно-Сибирской нефти-1 в смеси с газойлем Мангышлакской нефти 2, Наилучшие результаты 
получены  при  концентрации  газойля  Западно-Сибирской  нефти-1  равной  75%.  При  этом  выход 
бензина увеличивается по сравнению с выходом бензина в крекинге и газойля Западно-Сибирской 
нефти 1, и газойля Мангышлакской нефти- 2. 
Таким  образом,  смешивая  газойли  различной  природы  в  определенном  соотношении 
можно  добиваться  увеличения  выхода  целевых  продуктов  без  каких-либо  дополнительных 
воздействий. 
По-видимому,  это  можно  объяснить  изменением  соотношения  полициклических 
ароматических углеводородов и смол в составе сложных структурных единиц, от которого зависит 
соотношение  радиуса  ядра  и  толщины  сольватной  оболочки.  С  этих  же  позиций  объяснены 
неаддитивные  изменения  выхода  бензина  и  коксообразования  на  катализаторе  при  изменении 
концентрации  смол  в  смеси  газойлей.  Если  рассчитать  групповой  углеводородный  состав  смеси 
газойлей,  в  котором  содержится  75%  газойля  Западно-Сибирской  нефти-1  и  25%  газойля 
Мангышлакской нефти 2, то он будет выглядеть следующим образом, % масс: 
-парафино-нафтеновые углеводороды - 44,3; 
-ароматические углеводороды - 49,8; 
в том числе: 
легкие ароматические углеводороды - 15,0; 
средние ароматические углеводороды - 16,2; 
тяжелые ароматические углеводороды - 18,6; 
смолы  - 5,9. 
Таким  образом,  при  смешении  газойлей  различной  природы  не  действует  правило 
аддитивности  при  предполагаемом  выходе  продуктов  крекинга  этих  смесей.  Выходы  продуктов 
необходимо  определять  экспериментально  и  для  каждой  смеси  находить  свое  оптимальное  со-
отношение  газойлей,  при  котором  выходы  целевых  продуктов  и  коксообразование  будет 
определяться в первую очередь групповым углеводородным составом, в котором решающая роль, 
по-видимому
 
принадлежит оптимальному соотношению тяжелых ароматических углеводородов и 
смол.
 
[1,2] 
Были найдены оптимальные составы смеси газойлей 1,2 и 3%: 
I. смесь газойлей 1 и 2 в соотношении 75/25 
П. смесь газойлей 1 и 3 в соотношении 25/75 
Ш. смесь газойлей 3 и 2 в соотношении 66/33 
 
Содержание газойля 1 в смеси с газойлем 2,. % масс
Рис.1 - Зависимость выхода продуктов крекинга от содержания газойля 1 в смеси с газойлем 2 при массовой 
скорости подачи сырья 4ч
-1
 
1- экспериментальная кривая 
2- расчетная кривая  (по правилу аддитивности) 
                                                                    
 
 
                  
      
В
ых
од
 пр
од
укто
в, % 
м
ас
с.
 
 
      
         
К
окс
             
  
   
л
ег
кий 
газой
л
ь    
  
бензин
   
       
 
 

276 
 
Все четыре смеси испытывали в крекинге при введении в них активирующих добавок.    На 
рис.  2  показано  влияние  различных  добавок  на  выход  и  качество  продуктов  каталитического 
крекинга смесей №1 и №3  вакуумных газойлей. 
 
Количество добавки, % масс. 
 
Рис. 2 - Зависимость выходов продуктов крекинга смеси вакуумных газойлей №1 и №3 в 
соотношении 1:3 от концентраций добавки экстракта-1, смолы пиролиза-2, черного соляра-3, 
бензинового отгона гидроочиски-4. 
 
Установлено,  что  зависимости  выхода  бензина,  легкого  газойля  и  кокса  от  количества 
добавки  имеют  экстремальный  характер  практически  во  всех  рассмотренных  случаях.  Причем 
можно наблюдать синергетический эффект от смешения газойлей в определенном соотношении и 
от введения добавки. 
Вводя  активирующую  добавку  в  оптимальном  количестве  в  смесь  вакуумных  газойлей 
различной  природы  определенного  соотношения,  можно  наблюдать  синергетический  эффект  от 
двух технологических приемов - от смеси газойлей оптимального соотношения и от оптимального 
количества добавки, вводимой в эту смесь газойлей. Качество продуктов при  этом соответствует 
всем требованиям ГОСТа. 
Таким  образом,  изменение  состава  при  заданном  режиме  является  решающим  фактором, 
влияющим  на  физико-химические  свойства  сырья  каталитического  крекинга.  Путем  подбора 
состава  исходного  сырья  можно  расширить  сырьевые  ресурсы  и  регулировать  свойства  целевых 
продуктов процесса каталитического крекинга. 
 
Литература 
1.
 
Танашев  С.Т.,  Идирисов  М.Ж.,  Калдыгозов  Е.К.,  Омаралиев  Т.О.  Результаты  процесса 
каталитического крекинга вакуумного газойля Кумкольской нефти в смеси альтернативным 
сырьѐм.  Материалы  1-Международной  научно-  практической  конференции  «Наука  и 
технологии: шаг в будущее-2006». том 26, Руснаучкнига. г.Белгород, 2006г. - с. 33-35. 
2.
 
Танашев С.Т., Капустин В.М. Омаралиев Т.О.Каталитический крекинг вакуумного газойля в 
присутствии смолы пиролиза. // Нефтехимия, 1988. №2.  - с. 218-227. 
 
 
 
1   ...   34   35   36   37   38   39   40   41   ...   46


©emirsaba.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет