способ депарафинизации тяжелых фракций высокопарафинистых нефтей. Высокопарафинистая нефть содержание парафина


способ получения дорожных битумов из высокопарафинистых нефтей - патент РФ 2265639

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к способу получения дорожных битумов из нефтяных остатков вакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей. Сущность: мазут высокопарафинистой нефти подвергают глубоковакуумной перегонке до получения остатков, выкипающих выше 510-540°С. Полученные остатки подвергают неглубокому висбрекингу. Остатки висбрекинга после отделения газа, бензина и легких дистиллятных фракций подвергаются вакуумной перегонке до получения битумов в виде остатков, выкипающих выше 440-525°С. Способ дает возможность расширить сырьевую базу за счет вовлечения сырья, непригодного для переработки в битумы. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к способу получения дорожных битумов из нефтяных остатков вакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей путем снижения содержания парафинов в остатках до приемлемого уровня.

Высокопарафинистые нефти непригодны для получения дорожных, кровельных и других битумов по традиционным технологиям - окислением нефтяных остатков или вакуумной перегонкой ("Химия и технология топлив и масел", 1976, №2, с.16-18): получаемые битумы имеют неудовлетворительные качественные показатели (например, растяжимость, температура хрупкости). Лишь сложной комбинацией указанных технологий могут быть получены отдельные марки дорожных битумов (см. там же), при этом процесс получения является очень громоздким, трудноуправляемым и сопровождается выделением большого количества отходов (газы окисления, черный соляр), которые загрязняют окружающую среду.

Известен способ получения битума путем висбрекинга тяжелых остатков нефти (в т.ч. парафинистых) с условной вязкостью ВУ 805>75 с с выделением битума атмосферной перегонкой в виде остатков, выкипающих выше 330-360°С (Пат. РФ №2037510, кл. С 10 С 3/06, 1995 г.).

Однако этот способ непригоден для получения битумов из высокопарафинистых нефтей с содержанием в остатках более 5% парафинов, т.к. получаемые по этому способу остатки из таких нефтей являются жидкими, т.е. температура размягчения их по КиШ ниже 25°С, и они не могут использоваться в качестве дорожного битума.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ, по которому остаток висбрекинга углеводородного сырья перегоняется под вакуумом до получения остатков, выкипающих выше 455-540°С, которые выводят в качестве битумов (Пат. ЕР №0240090, кл. С 10 С 3/06, 1987 г.).

Однако этот способ применяется для беспарафинистых асфальтосмолистых нефтей. При переработке таким способом высокопарафинистых нефтей получаемые продукты не соответствуют качеству дорожных битумов, в первую очередь, по растяжимости из-за высокого содержания парафинов в них.

Изобретение направлено на расширение сырьевой базы дорожных битумов за счет вовлечения в их производство высокопарафинистых нефтей.

Это достигается тем, что в способе получения дорожного битума путем висбрекинга вакуумного остатка нефти с последующей перегонкой продукта висбрекинга и выделением битума в виде остатка согласно изобретению в качестве вакуумного остатка нефти используют остатки глубоковакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей, выкипающие выше 510-540°С, при этом в качестве дорожного битума выделяют остатки, выкипающие выше 440-525°С.

Висбрекинг вакуумного остатка нефти целесообразно осуществлять с выходом суммы газа и бензина до 5%, предпочтительно до 1-2%.

Полученный остаток, выкипающий выше 440-525°С, подвергают стабилизации путем продувки воздухом при температуре 180-250°С.

Предлагаемый способ получения дорожных битумов из высокопарафинистых нефтей заключается в следующем:

Мазут высокопарафинистой нефти (например, туркменской типа котур-тепе, содержание парафинов в котором составляет 7-9% масс.) подвергают глубоковакуумной перегонке до получения остатков, выкипающих выше 510-540°С (температура размягчения по КиШ в пределах 33-45°С). При этом содержание нативных парафинов значительно снижается: до 4,5-2,8% масс. Полученные остатки подвергают неглубокому висбрекингу (с выходом суммы газа и бензина до 5%, преимущественно 1-2%), в результате чего длинноцепные нативные парафины частично разрушаются и образуются вторичные парафины меньшей молекулярной массы. Остатки висбрекинга (после отделения газа, бензина и легких дистиллятных фракций) подвергаются глубоковакуумной перегонке до получения битумов в виде остатков, выкипающих выше 440-525°С, при которой количество парафинов дополнительно снижается (до 2,5-3,5% масс. в зависимости от глубины отбора остатков и условий висбрекинга) и обеспечивается требуемое качество битумов.

Кроме того, при необходимости дополнительное снижение содержания парафинов может быть достигнуто путем продувки воздухом остатков глубоковакуумной перегонки продукта висбрекинга при температурах 180-250°С (на 0,2-0,5% масс.).

На пилотной установке были получены битумы по предлагаемому способу. Экспериментальные данные по глубине отбора остатков, содержанию парафинов, по глубине висбрекинга и качеству полученных битумов приведены в таблице; в качестве сырья висбрекинга использовались вакуумные остатки высокопарафинистой туркменской нефти типа котур-тепе.

Пример 1. Вакуумный остаток туркменской нефти, выкипающий выше 515°С (имеет содержание парафинов 4,5%), подвергался легкому висбрекингу с выходом суммы газа и бензина 1,0% масс., а затем - глубоковакуумной перегонке до получения битума в виде остатка, выкипающего выше 515°С. Полученный остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет растяжимость, превышающую нормативные требования, и отличное сцепление с песком, которые сохраняются и после прогрева. Содержание парафинов в битуме составляет 3,5% масс.

Пример 2. По такой же технологии, как и в примере 1, были получены дорожные битумы с той лишь разницей, что в качестве битума отбирался остаток выше 525°С, который по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 50/70 с повышенной растяжимостью (> 100 см) и отличным сцеплением, которые сохраняются при старении (после прогрева). Содержание парафинов в битуме составляет 3,3% масс.

Пример 3. Тот же остаток, что и в предыдущих примерах, подвергался легкому висбрекингу с выходом суммы газа и бензина 1,8%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 460°С и по качеству соответствующего дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 3,5% масс.

Пример 4. Тот же остаток, что и в предыдущих примерах, подвергался легкому висбрекингу аналогично примеру 3, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 470°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 50/70, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 3,4% масс.

Пример 5. Остаток, выкипающий выше 520°С, с содержанием парафинов 3,3% масс., подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 2,0%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 460°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 90/130, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,8% масс.

Пример 6. В условиях по примеру 5 был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 470°С. Этот остаток соответствует дорожному битуму марки БН 50/70, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,6% масс.

Пример 7. Остаток, выкипающий выше 525°С, с содержанием парафинов 2,9% масс. подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 1,2%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 480°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,8% масс.

Пример 8. В условиях по примеру 7 был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 500°С. Этот остаток соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,6% масс.

Пример 9. Остаток, выкипающий выше 540°С, с содержанием парафинов 2,8% масс. подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 1,6%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 440°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 90/130, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,5% масс.

Пример 10. В условиях по примеру 9 был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 450°С. Этот остаток соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,3% масс.

Пример 11. Остаток, выкипающий выше 530°С, с содержанием парафинов 2,9% масс. подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 1,2%, а затем - высоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 500°С, и последующему окислению полученного остатка продувкой воздухом при температуре 240°С. Полученный битум по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 60/90 с высокой растяжимостью и отличным сцеплением до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,4% масс.

Пример 12 (по прототипу). Остаток туркменской нефти, выкипающий выше 510°С, с содержанием парафинов 5,5% подвергался висбрекингу при температуре 450°С, избыточном давлении 2 кг/см2 и времени контакта 5 мин. После отгонки легких фракций был получен остаток, выкипающий выше 450°С. Этот остаток по консистенции (пенетрации и температуре размягчения) соответствует дорожному битуму, но имеет очень низкую растяжимость (из-за высокого содержания парафинов - 5,1%) и не может применяться для дорожного строительства. Кроме того, сцепление (адгезия) практически отсутствует.

Пример 13 (по прототипу). Остаток туркменской нефти, выкипающей выше 470°С, с содержанием парафинов 6,5% подвергался висбрекингу при условиях, аналогичных примеру 12. После отгонки легких фракций был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 540°С. Этот остаток соответствует по консистенции (пенетрации и температуре размягчения) строительному, а не дорожному битуму (содержание парафинов в нем составляет 5,8% масс.

Таким образом, из таблицы (примеры 1-11) видно, что благодаря использованию подготовленного сырья висбрекинга путем глубоковакуумной перегонки остатка высокопарафинистой нефти, что не предусмотрено способом по прототипу, происходит снижение содержания парафинов в вакуумном остатке нефти и в последующей стадии висбрекинга обеспечивает получение требуемого качества дорожного битума.

Невысокая глубина висбрекинга (по выходу газа и бензина до 5%) определяет достаточную стабильность к прогреву и отличное сцепление (примеры 1-10).

Некоторое снижение парафинов достигается также неглубоким окислением остатка висбрекинга продувкой воздухом, при этом несколько повышается стабильность к прогреву при сохранении остальных показателей (пример 11).

Таким образом, предлагаемый способ дает возможность использовать в качестве сырья для получения дорожных марок битумов остатки высокопарафинистых нефтей, т.е. позволяет расширить сырьевую базу за счет вовлечения сырья, непригодного для переработки в битумы традиционными промышленными методами.

способ получения дорожных битумов из высокопарафинистых нефтей, патент № 2265639

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ получения дорожного битума путем висбрекинга вакуумного остатка нефти с последующей перегонкой продукта висбрекинга с выделением битума в виде остатка, отличающийся тем, что в качестве вакуумного остатка нефти используют остатки глубоковакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей, выкипающие выше 510-540°С, при этом в качестве дорожного битума выделяют остатки перегонки продукта висбрекинга, выкипающие выше 440-525°С.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что висбрекинг вакуумного остатка нефти осуществляют с выходом суммы газа и бензина до 5%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что висбрекинг вакуумного остатка нефти осуществляют с выходом суммы газа и бензина до 1-2%.

4. Способ по п.1, или 2, или 3, отличающийся тем, что полученный остаток перегонки продукта висбрекинга, выкипающий выше 440-525°С, подвергают стабилизации путем продувки воздухом при температуре 180-250°С.

www.freepatent.ru

Способ получения дорожных битумов из высокопарафинистых нефтей

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к способу получения дорожных битумов из нефтяных остатков вакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей. Сущность: мазут высокопарафинистой нефти подвергают глубоковакуумной перегонке до получения остатков, выкипающих выше 510-540°С. Полученные остатки подвергают неглубокому висбрекингу. Остатки висбрекинга после отделения газа, бензина и легких дистиллятных фракций подвергаются вакуумной перегонке до получения битумов в виде остатков, выкипающих выше 440-525°С. Способ дает возможность расширить сырьевую базу за счет вовлечения сырья, непригодного для переработки в битумы. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к способу получения дорожных битумов из нефтяных остатков вакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей путем снижения содержания парафинов в остатках до приемлемого уровня.

Высокопарафинистые нефти непригодны для получения дорожных, кровельных и других битумов по традиционным технологиям - окислением нефтяных остатков или вакуумной перегонкой ("Химия и технология топлив и масел", 1976, №2, с.16-18): получаемые битумы имеют неудовлетворительные качественные показатели (например, растяжимость, температура хрупкости). Лишь сложной комбинацией указанных технологий могут быть получены отдельные марки дорожных битумов (см. там же), при этом процесс получения является очень громоздким, трудноуправляемым и сопровождается выделением большого количества отходов (газы окисления, черный соляр), которые загрязняют окружающую среду.

Известен способ получения битума путем висбрекинга тяжелых остатков нефти (в т.ч. парафинистых) с условной вязкостью ВУ80 5>75 с с выделением битума атмосферной перегонкой в виде остатков, выкипающих выше 330-360°С (Пат. РФ №2037510, кл. С 10 С 3/06, 1995 г.).

Однако этот способ непригоден для получения битумов из высокопарафинистых нефтей с содержанием в остатках более 5% парафинов, т.к. получаемые по этому способу остатки из таких нефтей являются жидкими, т.е. температура размягчения их по КиШ ниже 25°С, и они не могут использоваться в качестве дорожного битума.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ, по которому остаток висбрекинга углеводородного сырья перегоняется под вакуумом до получения остатков, выкипающих выше 455-540°С, которые выводят в качестве битумов (Пат. ЕР №0240090, кл. С 10 С 3/06, 1987 г.).

Однако этот способ применяется для беспарафинистых асфальтосмолистых нефтей. При переработке таким способом высокопарафинистых нефтей получаемые продукты не соответствуют качеству дорожных битумов, в первую очередь, по растяжимости из-за высокого содержания парафинов в них.

Изобретение направлено на расширение сырьевой базы дорожных битумов за счет вовлечения в их производство высокопарафинистых нефтей.

Это достигается тем, что в способе получения дорожного битума путем висбрекинга вакуумного остатка нефти с последующей перегонкой продукта висбрекинга и выделением битума в виде остатка согласно изобретению в качестве вакуумного остатка нефти используют остатки глубоковакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей, выкипающие выше 510-540°С, при этом в качестве дорожного битума выделяют остатки, выкипающие выше 440-525°С.

Висбрекинг вакуумного остатка нефти целесообразно осуществлять с выходом суммы газа и бензина до 5%, предпочтительно до 1-2%.

Полученный остаток, выкипающий выше 440-525°С, подвергают стабилизации путем продувки воздухом при температуре 180-250°С.

Предлагаемый способ получения дорожных битумов из высокопарафинистых нефтей заключается в следующем:

Мазут высокопарафинистой нефти (например, туркменской типа котур-тепе, содержание парафинов в котором составляет 7-9% масс.) подвергают глубоковакуумной перегонке до получения остатков, выкипающих выше 510-540°С (температура размягчения по КиШ в пределах 33-45°С). При этом содержание нативных парафинов значительно снижается: до 4,5-2,8% масс. Полученные остатки подвергают неглубокому висбрекингу (с выходом суммы газа и бензина до 5%, преимущественно 1-2%), в результате чего длинноцепные нативные парафины частично разрушаются и образуются вторичные парафины меньшей молекулярной массы. Остатки висбрекинга (после отделения газа, бензина и легких дистиллятных фракций) подвергаются глубоковакуумной перегонке до получения битумов в виде остатков, выкипающих выше 440-525°С, при которой количество парафинов дополнительно снижается (до 2,5-3,5% масс. в зависимости от глубины отбора остатков и условий висбрекинга) и обеспечивается требуемое качество битумов.

Кроме того, при необходимости дополнительное снижение содержания парафинов может быть достигнуто путем продувки воздухом остатков глубоковакуумной перегонки продукта висбрекинга при температурах 180-250°С (на 0,2-0,5% масс.).

На пилотной установке были получены битумы по предлагаемому способу. Экспериментальные данные по глубине отбора остатков, содержанию парафинов, по глубине висбрекинга и качеству полученных битумов приведены в таблице; в качестве сырья висбрекинга использовались вакуумные остатки высокопарафинистой туркменской нефти типа котур-тепе.

Пример 1. Вакуумный остаток туркменской нефти, выкипающий выше 515°С (имеет содержание парафинов 4,5%), подвергался легкому висбрекингу с выходом суммы газа и бензина 1,0% масс., а затем - глубоковакуумной перегонке до получения битума в виде остатка, выкипающего выше 515°С. Полученный остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет растяжимость, превышающую нормативные требования, и отличное сцепление с песком, которые сохраняются и после прогрева. Содержание парафинов в битуме составляет 3,5% масс.

Пример 2. По такой же технологии, как и в примере 1, были получены дорожные битумы с той лишь разницей, что в качестве битума отбирался остаток выше 525°С, который по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 50/70 с повышенной растяжимостью (> 100 см) и отличным сцеплением, которые сохраняются при старении (после прогрева). Содержание парафинов в битуме составляет 3,3% масс.

Пример 3. Тот же остаток, что и в предыдущих примерах, подвергался легкому висбрекингу с выходом суммы газа и бензина 1,8%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 460°С и по качеству соответствующего дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 3,5% масс.

Пример 4. Тот же остаток, что и в предыдущих примерах, подвергался легкому висбрекингу аналогично примеру 3, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 470°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 50/70, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 3,4% масс.

Пример 5. Остаток, выкипающий выше 520°С, с содержанием парафинов 3,3% масс., подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 2,0%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 460°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 90/130, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,8% масс.

Пример 6. В условиях по примеру 5 был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 470°С. Этот остаток соответствует дорожному битуму марки БН 50/70, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,6% масс.

Пример 7. Остаток, выкипающий выше 525°С, с содержанием парафинов 2,9% масс. подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 1,2%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 480°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,8% масс.

Пример 8. В условиях по примеру 7 был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 500°С. Этот остаток соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,6% масс.

Пример 9. Остаток, выкипающий выше 540°С, с содержанием парафинов 2,8% масс. подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 1,6%, а затем - глубоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 440°С. Этот остаток по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 90/130, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,5% масс.

Пример 10. В условиях по примеру 9 был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 450°С. Этот остаток соответствует дорожному битуму марки БН 60/90, имеет повышенную растяжимость (>100 см) и отличное сцепление с песком до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,3% масс.

Пример 11. Остаток, выкипающий выше 530°С, с содержанием парафинов 2,9% масс. подвергался легкому висбрекингу с выходом газа и бензина 1,2%, а затем - высоковакуумной перегонке с получением остатка, выкипающего выше 500°С, и последующему окислению полученного остатка продувкой воздухом при температуре 240°С. Полученный битум по качеству соответствует дорожному битуму марки БН 60/90 с высокой растяжимостью и отличным сцеплением до и после старения. Содержание парафинов в битуме составляет 2,4% масс.

Пример 12 (по прототипу). Остаток туркменской нефти, выкипающий выше 510°С, с содержанием парафинов 5,5% подвергался висбрекингу при температуре 450°С, избыточном давлении 2 кг/см2 и времени контакта 5 мин. После отгонки легких фракций был получен остаток, выкипающий выше 450°С. Этот остаток по консистенции (пенетрации и температуре размягчения) соответствует дорожному битуму, но имеет очень низкую растяжимость (из-за высокого содержания парафинов - 5,1%) и не может применяться для дорожного строительства. Кроме того, сцепление (адгезия) практически отсутствует.

Пример 13 (по прототипу). Остаток туркменской нефти, выкипающей выше 470°С, с содержанием парафинов 6,5% подвергался висбрекингу при условиях, аналогичных примеру 12. После отгонки легких фракций был получен в качестве битума остаток, выкипающий выше 540°С. Этот остаток соответствует по консистенции (пенетрации и температуре размягчения) строительному, а не дорожному битуму (содержание парафинов в нем составляет 5,8% масс.

Таким образом, из таблицы (примеры 1-11) видно, что благодаря использованию подготовленного сырья висбрекинга путем глубоковакуумной перегонки остатка высокопарафинистой нефти, что не предусмотрено способом по прототипу, происходит снижение содержания парафинов в вакуумном остатке нефти и в последующей стадии висбрекинга обеспечивает получение требуемого качества дорожного битума.

Невысокая глубина висбрекинга (по выходу газа и бензина до 5%) определяет достаточную стабильность к прогреву и отличное сцепление (примеры 1-10).

Некоторое снижение парафинов достигается также неглубоким окислением остатка висбрекинга продувкой воздухом, при этом несколько повышается стабильность к прогреву при сохранении остальных показателей (пример 11).

Таким образом, предлагаемый способ дает возможность использовать в качестве сырья для получения дорожных марок битумов остатки высокопарафинистых нефтей, т.е. позволяет расширить сырьевую базу за счет вовлечения сырья, непригодного для переработки в битумы традиционными промышленными методами.

1. Способ получения дорожного битума путем висбрекинга вакуумного остатка нефти с последующей перегонкой продукта висбрекинга с выделением битума в виде остатка, отличающийся тем, что в качестве вакуумного остатка нефти используют остатки глубоковакуумной перегонки высокопарафинистых нефтей, выкипающие выше 510-540°С, при этом в качестве дорожного битума выделяют остатки перегонки продукта висбрекинга, выкипающие выше 440-525°С.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что висбрекинг вакуумного остатка нефти осуществляют с выходом суммы газа и бензина до 5%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что висбрекинг вакуумного остатка нефти осуществляют с выходом суммы газа и бензина до 1-2%.

4. Способ по п.1, или 2, или 3, отличающийся тем, что полученный остаток перегонки продукта висбрекинга, выкипающий выше 440-525°С, подвергают стабилизации путем продувки воздухом при температуре 180-250°С.

www.findpatent.ru

способ депарафинизации тяжелых фракций высокопарафинистых нефтей - патент РФ 2359995

Изобретение относится к области нефтехимии и позволяет проводить депарафинизацию тяжелых нефтяных фракций. Изобретение касается способа депарафинизации тяжелых фракций высокопарафинистых нефтей в присутствии катализатора, в качестве катализатора используют персульфат калия (K2S2O8) или уксуснокислый марганец (Mn(СН3СОО)2), процесс проводят при перемешивании при температуре 240-280°С в течение 12-17 часов с последующей двухстадийной отгонкой фракций, фракций, выкипающих до 450°С, с получением депарафинированного остатка. 1 табл.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтехимии, позволяет проводить депарафинизацию в тяжелых нефтяных фракциях.

Депарафинизацию в настоящее время осуществляют путем вымораживания, карбамидного осаждения и каталитической изомеризации алканов. Все методы, в основном, разработаны для масляных фракций. Существуют методы депарафинизации нефтей методом электроосаждения [Агаев С.Г., Савченков А.Л. Электродепарафинизация уренгойской нефти, Химия и технология топлив и масел. 1996, № 6, с.18-19]. Данный процесс позволяет значительно повысить текучесть нефти в промысловых условиях и снизить энергетические затраты на транспортирование ее по трубопроводу.

Наиболее перспективным является метод, основу которого составляет процесс изомеризации парафинов непосредственно в сырье при пониженных температурах в присутствии цеолитного катализатора, названный изодепарафинизацией. При обработке сырья, содержащего до 80% парафинов, сольвентной депарафинизацией выход целевых продуктов составляет 25%, существующая каталитическая депарафинизация характеризуется 20%-ным выходом, тогда как при изодепарафинизации выход масел с требуемыми характеристиками достигает 65% при заметно меньших капитальных и эксплуатационных затратах [Kim Irene, Chevon. Waxing creative with motor oil, Chem. Eng. (USA). 1995. № 12, c.71].

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ превращения парафинсодержащего углеводородного сырья, в котором по крайней мере 20% сырья кипит при температуре выше 343°С, в продукт среднего погона со сниженным содержанием парафина, часть которого, как минимум 50%, кипит при температуре ниже 371°С, который включает:

А) контактирование сырья в присутствии водорода в зоне гидрокрекинга, в условиях повышенных температуры и давления, с катализатором процесса гидрокрекинга, который включает наполнитель, по крайней мере, один гидрогенизированный металлический компонент, выбранный из группы VI В и группы VIII Периодической системы элементов, и цеолит с порами большого размера,

Б) контактирование в зоне гидродепарафинизации, в условиях повышенных температуры и давления, всего исходящего из зоны гидрокрекинга потока в присутствии водорода с катализатором депарафинизации, содержащим кристаллическое молекулярное сито с порами промежуточного размера, выбранное из группы металлосиликатов и силикоалюмофосфатов,

В) выделение продукта среднего погона, который имеет пониженное содержание парафина.

Цеолит с порами большого размера, входящий в состав катализатора гидрокрекинга, представляет собой цеолит V типа, а молекулярное сито, входящее в состав катализатора депарафинизации, представляет собой цеолит ZSM-5 [Пат. РФ № 2128681. Способ превращения парафинсодержащего углеводородного сырья. Заявка 96108801/04, МПК6 C10G 65/12. Заявл. 07.10.94, опубл. 10.04.1999, Бюл. № 10, Приор. 08.10.93, № 93202853.3 (ЕПВ)].

Все способы депарафинизации разработаны для средних и легких фракций, для остатков, пригодных для производства битумов, нет способов депарафинизации. Кроме того, депарафинизацию проводят под давлением, применяя сложные катализаторы и водород.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа уменьшения содержания парафинов в тяжелых нефтяных фракциях и остатках.

Технический результат заключается в уменьшении содержания парафинов и н-алканов и достигается тем, что в качестве катализатора используют персульфат калия (K2S2О8) или уксуснокислый марганец (Mn(СН3СОО)2), процесс проводят при перемешивании при температуре 240-280°С в течение 12-17 часов.

В качестве катализатора были взяты катализаторы изомеризации - персульфат калия (K2S 2O8) и уксуснокислый марганец (Mn(СН3 СОО)2). Персульфат калия (K2S2 O8) хорошо известен в лабораторной практике как инициатор реакций, протекающих по радикальному механизму. Mn2+, в частности органические соли марганца, - известный и применяемый в промышленности катализатор окисления парафинов.

В качестве сырья взяты тяжелые высокопарафинистые нефтяные остатки нефтей Тамсабулагского и Зуунбаянского месторождений, выкипающих выше 450°С, с содержанием парафинов выше 20% и н-алканов до 6,5%.

Способ осуществляют следующим образом: к навеске нефтяного остатка добавляют 1% мас. катализатора и нагревают при 240-280°С в течение 12-17 часов. После проведения реакции осуществляют отгонку до 200°С, затем вакуумную отгонку до 450°С. В полученном остатке определяют смолы, масла, асфальтены, н-алканы и твердые парафины. Депарафинированный остаток представляет собой нефтяной остаток, выкипающий выше 450°С.

Контроль осуществляют по количеству не прореагировавших н-алканов методом ГЖХ с использованием кварцевой капиллярной колонки с нанесенной жидкой фазой SE-54 длиной 30 м и внутренним диаметром 0,22 мм в режиме программирования температуры до 260°С со скоростью 3°С /мин. Содержание компонентов определяют с использованием внутреннего стандарта (н-С16).

Кроме того, содержание смол, масел и асфальтенов определяют по общепринятому «горячему» методу Гольде [Современные методы анализа нефтей. Под ред. Богомолова и др. - Л.: Недра, 1984. - 432 с.] Содержание твердых парафинов определяют методом вымораживания [ГОСТ11851-85, метод А].

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Тамсабулагской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора K2S2O8 и нагревают при постоянном перемешивании и температуре 280°С в течение 15 часов. После прохождения реакции от реакционной смеси отгоняют сначала перегонкой, затем под вакуумом фракцию, выкипающую до 450°С. Количество отгона составило 50,4%. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Пример 2. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Тамсабулагской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора K2S 2O8 и нагревают при постоянном перемешивании до температуры 250°С в течение 12 часов. После прохождения реакции от реакционной смеси отгоняют сначала перегонкой, затем под вакуумом фракцию, выкипающую до 450°С. Количество отгона составило 10,5%. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Пример 3. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Зуунбаянской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора K 2S2O8. Смесь нагревают при постоянном перемешивании в течение 16 часов при температуре 270°С. После прохождения реакции от реакционной смеси отгоняют сначала перегонкой затем под вакуумом фракцию, выкипающую до 450°С. Количество отгона составило 15%. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Пример 4. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Зуунбаянской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора K2S2O8. Смесь нагревают при постоянном перемешивании до температуры 260°С в течение 14 часов. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Пример 5. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Тамсабулагской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора Mn(СН 3СОО)2 и нагревают при постоянном перемешивании до температуры 240°С в течение 13 часов. После прохождения реакции, от реакционной смеси отгоняют сначала перегонкой затем под вакуумом фракцию, выкипающую до 450°С. Количество отгона составило 7,1%. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Пример 6. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Тамсабулагской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора Mn(СН 3СОО)2 и нагревают при постоянном перемешивании 17 ч при температуре 280°С. После прохождения реакции от реакционной смеси отгоняют сначала перегонкой затем под вакуумом фракцию, выкипающую до 450°С. Количество отгона составило 48,1%. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Пример 7. К 50 г фракции, выкипающей выше 450°С, Зуунбаянской нефти добавляют 0,5 г (1% мас.) катализатора Mn(СН3 СОО)2 и нагревают при постоянном перемешивании 14 ч при температуре 280°С. После прохождения реакции от реакционной отгоняют сначала перегонкой затем под вакуумом фракцию, выкипающую до 450°С. Количество отгона составило 47,7%. Результаты анализа остатка приведены в таблице.

Как видно из приведенных примеров, в результате проведения реакции с последующей отгонкой легких и средних фракций содержание н-алканов в остаточных фракциях сокращается на 60-100%, в некоторых примерах до полного исчезновения, содержание твердых парафинов уменьшается на 25%.

Таким образом, способ позволяет провести депарафинизацию тяжелых нефтяных фракций, выкипающих при температуре выше 450°С, в мягких условиях при нормальном давлении и температурах не выше 300°С, при этом алканы превращаются в более низкомолекулярные соединения.

Таблица
способ депарафинизации тяжелых фракций высокопарафинистых нефтей, патент № 2359995 Содержание, % мас.
Групповой состав Содержание
МаслаСмолы Асфальтены Твердый парафин н-алканы
Тамсагбулагский остаток 83,7314,06 2,21 21,56,8
Зуунбаянский остаток 72,46 26,780,76 25,15,6
Пример-1 82,5713,06 4,37 15,0Отс.
Пример-2 80,2012,90 6,90 16,82,2
Пример-3 68,5029,53 1,97 19,32,17
Пример-4 77,0513,23 9,72 20,62,57
Пример-5 85,8811,29 2,83 18,33,42
Пример-6 72,5512,09 15,36 14,2Отс.
Пример-7 68,8422,67 8,49 19,42,15

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ депарафинизации тяжелых фракций высокопарафинистых нефтей в присутствии катализатора, отличающийся тем, что в качестве катализатора используют персульфат калия (K2S 2O8) или уксуснокислый марганец (Mn(СН3 СОО)2), процесс проводят при перемешивании при температуре 240-280°С в течение 12-17 ч с последующей двухстадийной отгонкой фракций, фракций, выкипающих до 450°С с получением депарафинированного остатка.

www.freepatent.ru

Изменения состава и свойств высокопарафинистых нефтей в процессах нетрадиционного воздействия

На правах рукописи

БАДАМДОРЖ ДАВААЦЭРЭН

ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И СВОЙСТВ ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ В ПРОЦЕССАХ НЕТРАДИЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (на примере нефтей Монголии)

02.00.13 - нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата химических наук

I ООЗ

Томск - 2008

003167886

Работа выполнена в Институте химии нефти Сибирского отделения Российской Академии наук

Научный руководитель:

доктор химических наук, профессор Головко Анатолий Кузьмич

Научный консультант:

кандидат химических наук Мурнэрэн Туяа

Официальные оппоненты:

доктор химических наук Антипенко Владимир Родионович, Институт химии нефти СО РАН

кандидат химических наук Доронин Владимир Павлович Институт проблем переработки углеводородов СО РАН

Ведущая организация:

Томский политехнический университет

Защита состоится «14» мая 2008 г. в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 003.043.01 при Институте химии нефти СО РАН по адресу: 634021, г.Томск, пр. Академический, 3, ИХН СО РАН, конференц-зал. Факс: (3822) 491-457. E-mail: [email protected]

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Института химии нефти СО РАН.

Автореферат разослан «10» апреля 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Сагаченко Т.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы увеличивается доля добычи тяжелых, высоковязких, высокопарафинистых нефтей. Такие нефти характеризуются высоким содержанием парафинов и/или смолисто-асфальтеновых соединений. Несмотря на внедрение новых технологий и строительство новых установок вторичной переработки нефти (каталитического крекинга, гидрокрекинга, каталитического риформин-га, изомеризации, алкилирования, замедленного коксования), перед мировым сообществом встала актуальная проблема энергообеспечения, связанная с созданием новых, более экономичных технологий переработки тяжелого нефтяного сырья.

Создание технологий, позволяющих перерабатывать тяжелые нефти, природные битумы и подобные нетрадиционные виды сырья, послужит росту интереса нефтяных компаний к разработке соответствующих месторождений. Анализ состояния нефтепереработки в мире указывает на необходимость комплексного подхода к решению проблемы использования тяжелых нефтей, нефтяных остатков и природных битумов, сочетающего дальнейшее совершенствование известных и создание новых технологических процессов. Перспективы развития новых эффективных процессов переработки нефти могут быть связаны с применением различных ранее не применявшихся химических и физических явлений (механохимических, плазмохимических, ультразвукового воздействия и других).

Учитывая высокую потребность Монголии в нефтепродуктах и ограниченные запасы нефти на ее территории, а также низкие товарные свойства монгольских нефтей, актуален поиск новых методов, основанных на нетрадиционных технологических процессах, увеличивающих глубину их переработки или степень использования.

Цель диссертационной работы - установить характер изменений состава и свойств компонентов высокопарафинистых нефтей и их остатков под воздействием механоактивации, сжиженных углеводородных газов и озонирования с последующим термическим крекингом продуктов реакции.

Для выполнения работы необходимо было выполнить следующие задачи:

> Изучить товарно-технические характеристики монгольских нефтей и на этой основе дать рекомендации о перспективных направлениях и способах их переработки.

> Исследовать влияние механоактивации на состав и свойства сырой нефти и их

остатков.

> Изучить превращения компонентов при озонировании и изменения состава и свойств озонированных нефтей и полученных из них нефтепродуктов.

> Исследовать изменения состава и свойств прямогонных бензиновых фракций при каталитическом облагораживании на цеолитсодержащем катализаторе.

> Установить возможности повышения качества нефтей и вырабатываемых нефтепродуктов посредством деасфальтизации и депарафинизации сырья сжиженными углеводородными газами.

Основные положения, выносимые на защиту:

- Закономерности и особенности химических превращений компонентов высо-копарафинистых нефтей в процессах нетрадиционного воздействия.

- Экспериментальное обоснование новых способов повышения глубины переработки, улучшения качества высокопарафинистых нефтей и товарных свойств получаемых из них нефтепродуктов.

Научная новизна работы заключается в получении новых данных о химических превращениях компонентов высокопарафинистых нефтей при озонировании, механохимической обработке и изменении их состава и свойств при облагораживании сжиженными углеводородными газами.

Впервые установлено, что воздействие механической энергии на нефть и нефтяные остатки в присутствии протонодонорных соединений или твердой фазы - кварца приводит к значительным изменениям вещественного состава; основное направление механохимических превращений компонентов нефтей и остатков - деструкция с образованием более низкомолекулярных веществ.

Показано, что сжиженными углеводородными газами при минус 20 °С из сырых высокопарафинистых нефтей удаляются практически все асфальтены, н-алканы С17+ и более половины смол. Фракции моторных топлив, получаемые из таких очищенных нефтей, имеют улучшенные эксплуатационные характеристики.

Практическая значимость работы. Полученные результаты по облагораживанию сырой высокопарафинистой нефти сжиженными углеводородными газами могут быть использованы для подготовки нефти к трубопроводному транспорту и получению сырья для переработкой в товарные моторные топлива. Данные по механообработке остатков высокопарафинистых нефтей в присутствии кварца или доноров водорода (тетралин и другие нафтеноарены) могут быть использованы в технологической схеме малотоннажных нефтеперерабатывающих установок для повышения глубины переработки.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на VI международной конференции "Химия нефти и газа" (г.Томск, 2006), П International Chemistry Symposium "Key Issues in Chemistry and Environmental Problems-2006" (Ulan-bator, Mongolia, 2006), V International Conference on Mechanochemistry and Mechanical Alloying "INCOME-2006" (Новосибирск, 2006), 233rd ACS National Meeting (Chicago, USA, 2007), International Conference "Molecular Structure of Heavy Oil and Coal Liquefaction Products" (Lyon, France, 2007), IV Всероссийской научной молодёжной конференции "Под знаком Сигма" (г.Омск, 2007), IV Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа"(г. Томск, 2007).

Работа выполнялась в рамках Соглашения о научно-техническом сотрудничестве между Академиями наук России и Монголии от 11.04.2001 г., договора о научном сотрудничестве между Институтом химии нефти СО РАН и Институтом химии и химической технологии Монгольской Академии наук от 16.05.2003г., в соответствии с планом научно-исследовательских работ по комплексному интеграционному проекту СО РАН № 4.11 на 2006-2008 г.г.

Публикации. По теме работы опубликовано 14 работ, в том числе 2 статьи в журналах, включенных в список ВАК, 2 статьи в журналах МАН, 2 статьи в международных сборниках, 6 докладов и тезисы двух докладов в трудах международных и российских конференций.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, списка использованной литературы из 124 наименований. Работа содержит 125 страниц машинописного текста и включает 24 рисунка и 32 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследования, научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

Глава 1. Обзор литературы. Состояние вторичных процессов и новые подходы к созданию технологии углубленной переработки нефти

Представлен обзор литературных данных по современному состоянию вторичных процессов, повышающих степень использования нефта и качества получаемых нефтепродуктов. Отмечены преимущества и недостатки таких вторичных процессов, как каталитический крекинг, термокрекинг и висбрекинг. Представлены способы увеличения глубины переработки нефтей на основе нетрадиционных процессов воздействия. Подробно описаны озонная технология и механохимия, а также уделено вни-

мание другим методом, предлагаемых для углубления нефтепереработки и повышения качества получаемых продуктов.

Глава 2. Объекты и методы исследования

Объектами исследования являлись нефти месторождений Тамсагбулаг (скв. 19-3) и Зуунбаян (скв. 14-1), разрабатываемых на территории Тамсагской и Восточно-Гобийской нефтеносных провинций Монголии. Для исследования каталитического облагораживания использовались прямогонные бензиновые фракции (нк-180 °С), полученные разгонкой нефтей в аппарате АРН-2. Катализатором при облагораживании бензиновых фракций служил высококремнеземный цеолит (ВКЦ) с силикатным модулем 60.

Каталитическое облагораживание прямогонных бензиновых фракций проводили на установке проточного типа со стационарном слоем катализатора ВКЦ-М60 (У=5 см3) при температурах 280,300,320,360 и 400 °С, атмосферном давлении и объемной скорости подачи исходного сырья 1,0 ч"1.

Механохимической обработке подвергались сырая и отбензиненная (выше 200 °С) нефти, а также мазут (остаток выше 350 °С), полученный из нефти месторождения Тамсагбулаг. В качестве минеральной добавки при механоактивации использован природный кварц (размер частиц ОД мм). Для дополнительного введения водорода при механохимических реакциях остатка в реактор вводили тетралин, природный газ, ацетилен и водород.

В качестве депарафинирующего агента использован сжиженный бытовой газ, главным образом, являющийся смесью пропана и н-бутана.

Физико-химические характеристики нефтей и полученных нефтепродуктов определены соответствующими стандартными методами.

Образцы нефтей подвергали обработке озоно-кислородной смесью на лабораторной установке, оснащенной реактором барботажного типа. Озонирование проводили при 40 °С для снижения вязкости нефти и обеспечения лучшего барботажа газа через слой нефти. Количество поглощенного озона варьировали от 1,5 до 30 г на 1 кг нефти. Начало проскока озона сквозь реакционную зону устанавливали по изменению окраски раствора О в склянке, через которую пропускали поток отходящего из реактора газа. Для разрушения озонидов продукты озонирования подвергали термокрекингу при 360 °С в течение 1 ч при атмосферном давлении в колбе, снабжённой обратным холодильником и приемниками для лёгких фракций и газов. Разгонку последовательно озонированных и термолизованных нефтей осуществляли до 200 °С при

атмосферном давлении и выше 200 °С - в вакууме.

Механохимическую обработку нефтей и нефтяных остатков проводили в планетарной мельнице АГО-2. В качестве воздействующих тел использованы стальные шары диаметром 8 мм и массой 2 г, загрузка барабана -реактора соответствовала ударно-истирающему режиму работы, обеспечивающему максимальное воздействие мелющих тел на объект исследования.

Эксперименты по депарафинизации нефти проводили на лабораторной установке. Нефть помещали в миксер-экстрактор и напускали самотеком из баллона расчетное количество сжиженного газа при соотношениях нефть:сольвент (пропан-бутан), равном 1:4. Количество введенной смеси контролировали весовым методом.

Хроматографический анализ газообразных продуктов и бензиновых фракций проводили на хроматографе «JIXM-80», снабженном детектором по теплопроводности. Для жидких продуктов использовали набивную колонку, наполненную адсорбентом у-А12Оз, модифицированным 7 % NaHC03, а для газообразных продуктов - колонку с огнеупорным кирпичом С-22, модифицированным неподвижной фазой 15 % ПФМС-4, в режиме линейного программирования температуры от комнатной до 220 °С, со скоростью нагрева 8 °С/мин. Анализ бензиновых фракций после озонирования был проведён на хроматографе «Цвет 100М»: детектор пламенно-ионизационный, колонка капиллярная , смоченная OV-lOl (100 м х 0,25 мм х 0,5 мкм), стационарная фаза - OV-lOl, газ-носитель - азот, в режиме программирования температуры до 250 °С со скоростью 3 °С/мин. Газообразные продукты термолиза озонированных нефтей и механохимической обработки, анализировали на хроматографе «Хроматрон» в колонке, наполненной цеолитом СаА ( фракция 0,25-0,50 мм, длина 3 м, внутренний диаметр 3 мм) и в колонке длиной 7 м и диаметром Змм, содержащей сферохром, им-прегнированный неподвижной фазой ТЭГМ.

Вещественный состав исходных и обработанных образцов определяли общеизвестными методами, основанными на использовании н-гекеана в качестве растворителя на стадиях осаждения асфальтенов и адсорбционного разделения деасфальтени-затов) в аппарате Сокслета при последовательном экстрагировании масел (углеводородов) н-гексаном и смолистых веществ - смесью этанол-бензол (1:1).

Анализ индивидуальных алканов в нефтях и продуктах, полученных после обработок, проводили на хроматографе «Кристалл-2000М» с пламенно-ионизационным детектором в кварцевых капиллярных колонках (25 м х 0,22 мм), стационарная фаза-полидиметилсилоксан SE-52, линейное повышение температуры от 50 до 290 °С со скоростью 3 'С/мин. Концентрации индивидуальных н-алканов рассчитывали по ме-

тоду внутреннего стандарта, в качестве репера использовали н-гексадекан. ИК-спектры исходных и озонированных образцов нефтей регистрировали на приборе SPECORD 71IR в области 400 - 4000 см"1.

Глава 3. Оценка нефтей Монголии как сырья для получения моторных тонлив и других нефтепродуктов

Физико-химические данные по нефтям месторождений Тамсагбулаг (скв. 19-3) и Зуунбаян (скв. 14-1) представлены в табл. 1.

Разгонкой по ГОСТ 2177-99 получены: 15.0 % бензиновой фракции до 200 °С и 51.0 % мае. фракции до 350 °С из тамсагбулагской нефти а также 11.0 % бензиновой и 38.0 % дизельной фракции из зуунбаянской нефти. Тамсагбулагская нефть характеризуется малым содержанием смол (4.67 % мае.) и аефальтенов (всего 0.26 % мае.), в зуунбаянской нефти при малом содержании аефальтенов (0.22 % мае.) отмечается высокая концентрация смолистых веществ (14.7 % мае.). Иными словами, зуунбаянская нефть относится к высокосмолистым, а тамсагбулагская - к малосмолистым.

Исследованные нефти обогащены н-алканами, концентрация н-алканов Сю+ составляет 31.17 и 18.01 % мае. в тамсагбулагской и зуунбаянской нефта соответственно, причём, 16.87 и 11.12 % мае. приходятся на твердые углеводороды Ci7-C3g. По содержанию н-алканов, в том числе твёрдых, тамсагбулагская и зуунбаянская нефти относятся к выеокопарафинистым. Из-за высокого содержания н-парафинов монгольские нефти застывают при 20 и 29 °С, что создаёт проблемы при их добыче, транспортировке и переработке. При получении нефтепродуктов из этих нефтей парафины переходит в состав полученных нефтепродуктов, вследствие чего качество последних .ухудшается.

В обеих нефтях во фракциях, выкипающих до 370 °С, сера отсутствует, во фракции 370 - 380 °С ее количество составляет 0.04 %, во фракции 380 - 390 °С - повышается до 0.06 % и в последующих фракциях до 460 °С тамсагбулагской нефти содержание серы остается постоянным (0.06 %). Основная масса сернистых соединений в обеих нефтях содержится в гудроне (> 460 °С): содержание общей серы составляет 0.18 в тамсагбулагской и 0.16 % мае. в зуунбаянской.

Из индивидуального состава прямогонных бензиновых фракций (нк-180 °С) тамсагбулагской и зуунбаянской нефтей видно, что эти фракции обеих нефтей больше всего содержат н- и изопарафинов, причём содержание н-декана, н-нонана, изоокта-нов, изодеканов и изононанов превосходит содержание остальных углеводородов.

В бензиновых фракциях тамсагбулагской и зуунбаянской нефтей содержится

68.5 и 61.9 парафиновых, 14.0 и 8.9 нафтеновых и 17.5 и 29.2 % мае. ароматических углеводородов соответственно, причем на долю н-парафинов в них приходится 26.8 и 30.0 %, на долю изопарафиновых - 41.7 и 31.9 %.

Таблица 1 - Физико-химическая характеристика монгольских нефтей

Показатели Тамсагбулаг Зуунбаян

Плотность, кг/м3 835.9 887.5

Вязкость, мм^с (сСт): при 20 °С не течет не течёт

при 30 °С 17.06 не течёт

при 40 °С 8.53 46.32

при 50 °С 5,48 31.41

Температура вспышки, °С:

в открытом тигле 22.5 56.0

в закрытом тигле 21.5 41.5

Элементный состав, % мае.:

сера 0.06 0.02

азот 0.14 0.46

углерод 86.46 86.28

водород 13.28 12.23

кислород 0.06 0.93

Давление насыщенных паров, кПа:

при 38 °С 8.8 11.2

при 50 °С 12.7 14.6

Содержание, % мае.:

н-алканов 31.17 18.01

твёрдых парафинов 16.87 11.12

механических примесей 0.007 0.012

хлоридов (мг/дм3) 3.24 2.96

Температура застывания, °С 20.0 290

Молекулярная масса, а.е.м 295 397

Вещественный состав, % мае.:

масла 95.07 85.11

смолы силикагелевые 4.67 14.67

асфальтены 0.26 0.22

Фракционный состав, % об. выкипает:

н.к., °С 77.0 90.0

до 120 °С 1.0 2.0

до 150°С 6.5 6.0

до 200 °С 15.0 11.0

до 250 °С 24.0 17.0

до 300 °С 36.0 25.0

до 350 °С 51.0 38.0

Отметим, что в бензиновых фракциях метановых нефтей иных нефтеносных ре-

гионов, как правило, доминируют н-алканы. Низкие значения октановых чисел (52 и 56) бензиновых фракций обусловлены высокими содержаниями в них н-парафинов. Бензиновые фракции не удовлетворяют требованиям ГОСТ Р 51105-97 на автомо-

бильные бензины по температурам выкипания 10 и 50 % об. и начала кипения, что обусловлено низким содержанием в них легких фракций, особенно в зуунбаянской нефти.

Для оценки возможности получения товарных дизельных топлив из исследуемых нефтей изучены фракции 140-320 и 180-350 °С. По кинематической вязкости, плотности, температуре вспышки в закрытом тигле, содержанию серы, коксуемости 10 %-ного остатка и по температурам выкипания 50 и 96 %, несмотря на небольшие отклонения этих показателей от стандартных значений, эти фракции удовлетворяют требованиям ГОСТ 305-82 на летнее и земнее дизельные топлива. Однако температуры их застывания (минус 11 и 0.5 °С) и помутнения (минус 9 и плюс 1.5 °С) не отвечают техническим требованиям на дизельные топлива. Это диктует необходимость проводить их частичную депарафинизацию.

Вакуумные остатки разной глубины отбора - выше 350, 400 и 460 °С характеризуются средней плотностью, высокой температурой застывания, малым содержанием серы и низкой условной вязкостью при -80 и 100 °С. Однако главным препятствием получения дорожных битумов из монгольских нефтей является высокое содержание н-парафиновых углеводородов. Кроме того, для получения качественных дорожных битумов явно недостаточно содержание в этих остатках асфальтенов и смол.

Однако остатки вьппе 400 и 460 °С монгольских нефтей можно использовать в качестве котельных топлив (мазутов), на что указывает соответствие их по условной вязкости при 80 °С топочным мазутам марок 40 и 100 (ГОСТ 10585-75). В данных то-пливах требования по содержанию серы жесткие, однако содержание серы в изученных остатках удовлетворяет этим требованиям. Из этих остатков можно получать и флотские мазуты Ф-5 и Ф-12, для чего рекомендуется смешивать их с дизельными фракциями и вводить депрессорные присадки.

Глава 4. Каталитическое облагораживание прямогонных бензиновых фракций

нефтей

В процессе превращения прямогонных бензиновых фракций (н.к-180 °С). нефтей на цеолитном катализаторе основными газообразными продуктами являются алканы СГС4, их содержание изменяется от 74.7 до 81.7 % мае. В их составе преобладают пропан и н-бутан, доли иных газообразных углеводородов малы.

При различных температурах процесса цеоформинга бензинов тамсагбулагской нефти образуется от 3 до 5 % мае. алкенов, в основном, этилена и пропилена. В газообразных продуктах, получаемых при переработке прямогонной бензиновой фракции зуунбаянской нефти, содержится втрое больше олефинов С2-С4 по 10

сравнению с тамсагбулагской нефтью. Кроме того, в составе газообразных продуктов присутствуют изоалканы, что свидетельствует о протекании реакции изомеризации н-алканов и расщепления высокомолекулярных изоалканов на активных центрах цеолита.

С повышением температуры реакции углеводородный состав катализатов значительно изменяется: в них понижается содержание н-алканов (в тамсагбулагской бензиновой фракции с 26.8 до 8.9 %, в зуунбаянской с 30.0 до 7.2 % мае.) и повышается количество ароматических углеводородов (в тамсагбулагской с 17.5 до 65.1 %, в зуунбаянской с 29.3 до 65.5 % мае.). Среди ароматических углеводородов увеличивается концентрация бензола, толуола и ксилолов (рис. 1).

280 300 320 340 . 360 380 400 Температура ретши, "С Рисунок 1. Влияние температуры реакции на содержание бензола (1,4), толуола (2,5) и ксилолов (3,6) в бензинах, полученных при переработке прямогонных бензиновых фракций зуунбаянской (1,2,3) и тамсагбулагской (4,5,6) нефтей

too-sosa •

70-

0

1 60' * 50-f 40-á SUJO-10;

0'

100 f%

м да

60 ш

го

360

Температура реакции, ''С,

Рисунок 2. Зависимость выхода газов (1,2) и катализатов (3,4), полученных при переработке прямогонной бензиновой

фракции тамсагбулагской (1,3,5) и зуунбаянской (2,4,6) нефтей, а также октановых чисел (5,6) образующихся бензинов от температуры процесса

Так в катализатах, полученных из прямогонной бензиновой фракции зуунбаянской нефти, содержание бензола с- увеличением температуры реакции повышается с 2.0 в исходной фракции до 7.6 % в случае проведения реакции при 300 °С, а в катализатах прямогонного бензина из тамсагбулагской нефти повышается с 0.8 в исходной фракции до 5.7 % мае. (при 320 °С), При дальнейшем повышении температуры реакции концентрации бензола в катализатах меняются незначительно.

Судя по количествам н-алканов в катализатах, при каталитическом облагораживании н-алканы подвергаются изомеризации, дегидрированию до олефинов, дегидро-циклизации и гидрокрекингу. Изомеризация н-алканов, протекающая при каталитическом облагораживании, приводит к образованию разветвленных углеводородов.

Выходы катализатов, образующихся при превращении бензиновых фракций обеих нефтей, снижаются с ростом температуры процесса. Это свидетельствует о том, что при высоких температурах на цеолитном катализаторе идет крекинг н-алканов, содержащихся в исходных бензиновых фракциях, с образованием легких углеводородов. Групповой углеводородный состав образующихся в реакции газов, как уже было отмечено выше, незначительно меняется с ростом температуры, а их выход повышается до 47-49 % мае.

Октановые числа катализатов, полученных при переработке прямогонной бензиновой фракции зуунбаянской нефти при температурах 280-300 °С, повышаются до 94 пунктов, и при больших температурах изменяется незначительно (рис. 2, кривая 5) Октановые числа катализатов, полученных при переработке прямогонной бензиновой фракции тамсагбулагской нефти при температурах 280-360 °С, повышается до 95 пунктов (рис. 2, кривая 6). Таким образом, для получения высокооктановых бензинов каталитическое облагораживание прямоГонного бензина тамсагбулагской нефти следует вести при температуре выше 300-320 °С, а прямогонной бензиновой фракции зуунбаянской нефти - при 280-300 °С.

Глава 5. Изучение нетрадиционных способов повышения выхода дистиллятпых фракций из высокопарафииистых нефтей и улучшения качества нефтепродуктов

5.1. Озонирование нефтей и термолиз продуктов озонирования

Результаты превращений нефтей на разных стадиях процесса озонирования представлены в табл. 2. После озонирования нефтей количества в них смол и асфаль-тенов увеличивались симбатно углублению процесса озонирования. Как видно на рис. За и 36, при расходе озона 30.6 г/кг нефти их сумма достигает 21.6 % в тамсагбулагской нефти и 19 % мае. в зуунбаянской. При озонировании нефтей в процесс активно вовлекаются как содержащиеся в них высокомолекулярные гетероатомные соединения, так и полициклоароматические углеводороды и гетерокомпоненты масляных фракций.

Из полученных данных видно, что, присоединив атомы кислорода, компоненты масел превращаются в высокомолекулярные вещества (количество смолисто-асфальтеновых компонентов возрастает). Их содержание особенно резко повышается на последних стадиях озонирования нефти.

Известно, что при взаимодействии компонентов нефти с озоном идут реакции электрофильного присоединения 03 и побочного радикально-цепного окисления в которых озон играет роль инициатора.

Прослеживается прямая связь между количеством поглощённого озона и содержанием САВ.

Таблица 2 - Групповой состав и физико-химические характеристики озонированных образцов тамсагбулагской нефти и её остатков (выше 350°С)

Показатели Расход озойа, г/кг

0.0 1.5 4.6 8.7 12.2 30.6

Вещественный состав сырой и озонированных нефтей, % мае.

Асфальтены Смолы 0.26 4.67 0.36 4.90 0.29 7.57 1.69 9.21 2.66 10.26 9.66 11.95

Масла 95.07 94.74 92.14 89.1 87.08 78.39

Алканы 31.12 36.74 38.74 31.39 33.29 37.41

Твердые парафины 16.87 21.93 24.33 16.93 18.94 20.42

Вещественный состав остатков сырой и озонированных нефтей, % мае.

Асфальтены Смолы 0.50 6.55 0.64 7.12 0.74 7.98 2.01 8.85 2.67 10.92 3.59 14.83

Масла 92.95 92.24 91.28 89.14 86.41 81.58

Физико-химические характеристики сырой и озонированных нефтей

Плотность при 20°С, кг/м3 835.9 838.1 841.2 844.1 849.5 859.3

Кин.вязкость, сСт: при 20 °С не течёт

при 30°С 17.1 19.8 21.9 37.8 62.9 46.1

при 40 °С 8.5 8.8 10.5 14.3 18.8 16.4

Температура застывания, °С 20.0 23.0 23.0 23.0 23.5 25.0

Молекулярная масса, а.е.м 295 271 336 318 344 300

Расход, г О,/кг Расход, г О/кг

Рисунок 3 - Изменение содержания смол и асфальтенов в тамсагбулагской нефти (а) и остатке выше 350 °С (б) с увеличением количества поглощенного озона

С изменением состава высокопарафинистых нефтей при озонировании происходит глубокое изменение и их физико-химических характеристик (табл. 2). Так, образование высокомолекулярных соединений обусловливает повышение плотности и кинематической вязкости нефти в результате озонирования.

При термолизе озонированных тамсагбулагских нефтей образуется преимущественно С02 и весьма мало СИ,, С2Н«. Преимущественное образование С02 указывает на разрушение образовавшихся продуктов озонирования компонентов нефти, а метан и этан являются продуктами крекинга нефтяных компонентов.

После термолиза озонированных образцов проводилась их разгонка на фракции. Результаты показывают, что с применением озона удается повысить выход фракций, выкипающих до 200 °С, при расходе озона 4.6 и 8.7 г/кг нефти на 4 и 5 % мае. соответственно. С увеличением концентрации озона содержание нормальных алканов и изоалканов в бензиновой фракции озонированных и термолизированных нефтей изменяется незначительно, концентрация нафтеновых углеводородов понижается с 26.1 до 17.8 % мае., а доля ароматических углеводородов повышается с 4.6 до 8.0 % мае.

Получаемые в результате бензиновые фракции заметно обогащаются ароматическими углеводородами по сравнению с прямогонными бензиновыми дистиллятами сырой нефти, тогда как содержание аналогичных углеводородов и молекулярных фрагментов в компонентах керосино-газойлевой и масляной фракциях, наоборот, снижается. Эти изменения углеводородного состава обусловливают более высокие октановые числа в получаемых описанным способом бензинах. Количество неиден-тифицированных углеводородов существенно увеличивается с 4 до 8 % мае., по-видимому, за счёт образования ненасыщенных углеводородов и окисленных соединений.

5.2. Механообработка сырой и отбензиненной нефти и остатков

Представлены данные по механоактивации сырой нефти месторождения Тамсагбулаг в табл. 3. В результате вязкость нефти снизилась от 17 до 13 сСт. Вещественный состав нефти изменяется в результате механообработки более существенно, преимущественно за счёт увеличения доли смолисто-асфальтовых компонентов. Наиболее ощутимо в 3-4 раза увеличивается количество асфальтенов. Это объясняется особенностью механохимических реакций, когда механическая энергия, подведённая к молекуле углеводородов, распределяется между её отдельными связями неравномерно, в результате чего, соотношение скоростей разрыва ослабленных и обычных связей в макромолекулах определяется не столько соотношением их прочностей, сколько вероятностью локализации на них напряжений.

Содержание н-алканов и твёрдых парафинов после механоактивации (МА) в течение 1 мин повышается, а после обработки продолжительностью 10 мин снижается до величины, меньшей, чем в исходной нефти. Это объясняется тем, что изменения количества алканов в процессе механоактивации, видимо, связано с высвобождением 14

алкильных фрагментов при деструкции высокомолекулярных веществ в начальный период МА и последующем их распаде при длительном воздействии механической энергии. Деструкция молекул н-апканов подтверждается снижением их содержания на 7.5 % мае. в механообработанной нефти, в том числе твёрдых парафинов на 4.2 % мае.

Таблица 3 - Изменение физико-химических характеристик механоактивированной __тамсагбулагской нефти_

Показатели Время механоактивации, мин

0,0 1,0 3,0 10,0

Плотность при 20°С, кг/м1 835,9 836,1 835Д 837,9

Кин. Вязкость, сСт: при 20 °С не течёт не течёт не течёт не течёт

при 30 °С 17,06 13,1 13,6 14,0

при 40 °С 8,53 7,90 8,00 8,20

Молекулярная масса, а.е.м 295 283 288 362

Вещественный состав, % мае.:

асфальтены 0Д6 1,05 0,89 1,10

смолы силкагелевые 4,67 5,35 7,95 6,20

масла 95,07 93,6 91,16 92,7

Содержание, % мае.:

н-алканы Скн- 31,12 53,11 37,74 23,57

твёрдые парафины 16,87 29,81 20,18 12,68

Механоактивацию отбензиненной тамсагбулагской нефти в присутствии частиц кварца проводили на установке АГО-2 в течение 10 минут. Деструкция углеводородов в процессе механообработки отбензиненной тамсагбулагской нефти сопровождается образованием газов, преимущественно водорода (65,4 % об.), метана (33.8 % об.) и этана (0,8 % об.). Это объясняется тем, что при механоактивации в присутствие кварца отбензиненная нефть подвергается деструкции больше, чем сырая, потому что изначально отсутствуют легкокипящие компоненты, что приводит к смещению равновесия в системе.

Из физико-химических характеристик исходной тамсагбулагской отбензиненной нефти и подвергнутой механообработке видно, что при комнатной температуре как механообработанная, так и исходная нефть, не течет, однако при температур« 30 °С вязкость механообработанного образца ниже, чем исходного. Это связано с тем, что при механоактивации идет крекинг с разрушением высокомолекулярных соединений на поверхности кварца, с образованием низкомолекулярных углеводородов.

Т.к. кварц является достаточно твердым минералом, то данный факт может играть роль при рассмотрении одного из механизмов процесса механодеструкции углеводородов. Так, увеличение модуля упругости частиц твердой фазы может

приводить к более упругому взаимодействию при ударе мелющих тел и, как следствие, к более глубоким химическим превращениям веществ в зоне удара.

Количество асфальтенов повышается с 0.29 до 0.48 % мае. в механообработан-ном образце. После механообработки содержание смол в нефти увеличилось незначительно (на 0,16 % мае.). В результате механообработки изменяются не только физико-химические свойства, групповой состав, а также распределение н-алканов, как показано на рис. 4. В процессе механохимического воздействия наблюдается изменение углеводородного состава 3,0-1

исходного объекта. О про- § 2.5-

ё

текании механохимических ^ ,, 0,

а '

реакций свидетельствует нали- | чие в продуктах газообразных и | низкокипящих углеводородов, у

0.5'

не содержащихся в исходных

образцах. Наряду с образова- °'°8 ¡3 ¿з 28 з'з

нием газообразных углеводо- 0 , „„ Чиото атомов с»молекуле

Рисунок 4 - Молекулярно массовое распределение н-родов в продуктах реакции алканов в исходной (1) и механообработанной от-понижается содержание нера> бензиненной (2) тамсагбулагской нефти

ветвлённых углеводородов, а также образуются низкомолекулярные.

Видно, что доля алканов, в том числе твердых, в механообработанном образце ниже, чем в исходной отбензиненой нефти. В исходной отбензиненной нефти содержание н-алканов составляет 35.28 % мае., в механообработанной - 19.48 % мае., содержание твердых парафинов - 24.04 и 13.53 % мае. соответственно. При этом характер молекулярно-массового распределения н-алканов отбензиненной тамсагбулагской нефти и продуктов механообработки сохраняется.

Результаты фракционной разгонки до и после механообработки (рис. 5) показали, что при механообработке отбензиненной нефти с кварцем образуются продукты с более низкой температурой начала кипения. Из механообработанной отбензиненной нефти дополнительно отгоняется 9,1 % мае. фракций, выкипающих до 200 °С, и на 13,8 % мае. увеличивается выход фракций, выкитающих до 350 °С.

По нашему мнению механизм деструкции углеводородов при механообработке комплексный. Зарождение радикального процесса происходит, вероятно, во время механического разрушения кристаллов кварца. Центрами хемосорбции могут стать разорванные или деформированные кремний-кислородные связи. На этих парамаг-

нитных центрах могут сорбироваться молекулы тяжёлых нефтяных остатков с последующим расщеплением наименее прочных связей и образованием низкомолекуляр-

50

о 40

в4-

30

й 20 I

О ю-

о

в н.к. - 200 "С ок.к. -350 С

ных продуктов и радикалов, инициирующих реакции, протекающие по радикально-цепному механизму

После механоактивации исходного мазута выше 350 °С в реакторе образуются легкие фракции, выкипающие до 350 °С, т.е, идет разрушение высокомолекулярных соединений. По полученным данным можно предположить, что при столкновении шаров высокомолекулярные соединения

12,8

до МА после МА

Рисунок 5 - Изменение фракционного состава отбензиненной нефти в результате механообработки мазута превращаются в низкомолекулярные углеводороды.

Учитывая протонодефицитность исходного сырья, его механообработку осуществляли в присутствии доноров водорода. При добавлении тетралина в концентрации до 5 % мае. выход светлых фракций при механоак-тивации мазута увеличиваются до 9,1 % мае. Последующее увеличение концентрации тетралина более 5 % не влияет на выход светлых фракций (~ 5 %), а даже приводит к незначительному снижению. Можно предположить, что при данных условиях проведения эксперимента концентрации тетралина 5% достаточно для гидрирования образующихся при деструкции углеводородных радикалов.

При механоактивации исходного мазута в атмосфере водорода в составе газовых продуктов присутствует только водород. При введении в реакцию ацетилена, способного к образованию протонов, в составе газовой фазы после

механоактивации мазута присутствуют водород и метан, что указывает на деструкцию высокомолекулярных нефтяных компонентов мазута, т.е, происходит интенси-

14

12

I ю

| 8 X

16 й о

и 4

5,7

6,2

6,1

Исходный Мазут + На Ма»ут~ Мазут ч-СД, м«цуг Сжиженный ПК

Рисунок 6 - Содержание фракций нк-350 °С, образующихся после механоактивации в атмосфере различных газов

фикация механохимической деструкции за счёт образования и участия радикалов, образующихся при разрыве тройной связи ацетилена.

В процессе ацетилен играет роль инициатора химических реакций при механо-химическом превращении. Это подтверждается 2х-кратным повышением выхода легких фракций в экспериментах с использованием ацетилена (рис 6).

5.3. Депарафинизация как способ улучшения качества нефтей

В исходных нефтях идентифицированы н-алканы по С38. В ряду Сю-Сэ8 их моле-кулярно-массовое распределение (ММР) унимодальное с максимумом, приходящимся на углеводороды С18-С21. После депарафинизации сырых нефтей месторождений Тамсагбулаг и Зуунбаян сжиженным газом в виде осадков отделялись 26.7 и 33.5 % сырья (табл. 4), в которых твердый парафин составляет 46.79 и 22.56 % мае. соответственно. Состав и молекулярно-массовое распределение н-алканов в полученных осадках несколько отличаются от таковых в исходных нефтях: присутствуют все углеводороды от С п до С38, но их ММР имеют четко выраженный максимум, приходящийся на С21-С23.

Таблица 4 - Изменение группового состава и физико-химических свойств нефтей

при их очистке сжиженным газом

Показатели Тамсагбулагская нефть Зуунбаянская нефть

исх. нефть рафинат осадок исх. нефть рафинат осадок

Выход. % мае. 100 71,8 26,7 100 63,4 33,5

Компонентный состав, % мае.

Асфальтены Смолы Масла 0,26 4,67 95,17 отс. 4,20 95,80 1,06 6Д7 92,77 0,22 14,67 85,11 отс. 9,89 90,11 0,65 25,07 74,28

Содержание, % мае.

н-Алканы Твёрдые парафины 31,17 16,87 21,78 8,16 55,04 46,79 18,01 11,12 8,28 5,62 38,09 22,56

Физико-химические характеристики

Плотность, кг/м3 Тем. застывания, °С 835,9 20,0 839,2 -5,0 43,0 887,5 29,0 861,2 -4,0 48,0

Кинематическая вязкость, сСт:

при 20 °С при 30 °С при 50 °С не течёт 17,06 11,27 8,37 58,6 не течёт не течёт 32,59 21,63 64,8

В очищенных нефтях количество твердых углеводородов С17+ уменьшается: в тамсагбулагской нефти с 16.7 до 8.9; в зуунбаянской нефти с 11.1 до 5.6 % мае. Компоненты тяжелее С25 в депарафинированных нефтях отсутствуют.

Итак, при депарафинизации нефть частично очищается от высокомолекулярных парафинов, а в рафинате концентрируются преимущественно более низкомолекулярные углеводороды. Совместно с парафином в осадки выделяется почти половина содержавшихся в исходных нефтях смол и все асфальтены. Это связано с тем, что смо-листо-асфальтеновые вещества в неполярных растворителях (углеводороды метаного ряда) хуже растворяются и оседают на внутренней поверхности реактора до стадии фильтрации.

Изменения химического состава, происшедшие в процессе депарафинизации, приводят к существенным изменениям физико-химических свойств и фракционного состава нефтей. После депарафинизации плотность нефтей меняется незначительно , но в 3 раза уменьшается их вязкость, на 25 и 33 °С снижается температура застывания. Температура начала кипения при разгонке по ГОСТ 2177 повысилась до 98 и 108 °С за счёт осаждения сжиженным газом почти всех легких углеводородов по С7 включительно. Суммарный выход светлых дистиллятов нк-350 °С из очищенной нефти существенно возрос, так как в состав осадка переходят преимущественно компоненты высококипящих нефтяных фракций. Температура плавления парафинов, полученных из осадка тамсагбулагской очищенной нефти равна 52.6, а зуунбаянской 54.4 °С. Полученные в процессе депарафинизации осадки можно использовать в качестве сырья для производства товарных парафинов.

В результате депарафинизации нефтей получаются безасфальтеновые, средне-смолистые продукты, которые можно легче транспортировать по трубопроводу и перерабатывать в товарные продукты. После обработки нефтей сжиженным газом увеличивается октановое число бензиновых фракций: в тамсагбулагской бензиновой фракции с 52 до 90 пунктов; в зуунбаянской фракции с 56 до 75 пунктов. Это связано с удалением н-алканов до Сю из очищенных нефтей вместе с газами при фильтрации. Благодаря чему повышается доля ареновых и нафтеновых углеводородов, что позволяет использовать их в качестве высокооктановых компонентов бензина.

Из приведенных в табл. 5 данных видно, что товарно-технические характеристики фракций 180-350 °С, выделенных из очищенных монгольских нефтей, практически соответствуют требованиям ГОСТ на дизельные топлива, в том числе, по температурам застывания и помутнения.

Остатки (выше 350 °С) монгольских нефтей характеризуются средней плотностью, высокой температурой застывания, малым содержанием серы.

Главным препятствием получения моторных масел из монгольских нефтей является высокое содержание н-парафиновых углеводородов и повышенные доли асфаль-

19

тенов и смол.

Таблица 5 - Физико-химические характеристики дизельных фракций _(180-350 °С) сырых и очищенных нефтей_________

Показатели Тамсагбулаг Зуунбаян ГОСТ 305-82

до очистки после очистки до очистки после очистки

Выход, % мае. 33,6 43,5 20,3 34,1 -

Цетановый индекс 59,8 60,3 63,7 64,1 >45,0

Плотность, при 20 °С г/см3 0,8134 0,8098 802,8 808,2 <860.0

Кинематическая вязкость

при 20 °С, сСт 4,62 4,01 4,73 4,06 3,0-6,0

Фракционный состав, °С:

50% об. 272 268 271 274 <280

96 % об. 339 340 322 348 <360

Температура, °С

вспышки 88,0 76,0 84,0 81,0 >40,0

(в закрытом тигле)

застывания -0,5 -10,0 1,0 -8,0 <-10,0

помутнения 1,5 -5,0 2,0 -4,0 <-5,0

Содержание серы, % мае. 0,08 0,06 0,04 0,04 <0,2

Коксуемость 10%-ного остатка, % 0,13 0,06 0,16 0,08 <0,2

Из-за этого остатки таких нефтей невозможно использовать для получения то-

варных продуктов (масел, битумов и др.) без проведения вторичных процессов их переработки. Качество остатков улучшается после удаления смолисто-асфальтеновых веществ и твёрдых парафинов.

ВЫВОДЫ

Впервые по полной программе исследования нефтей изучены физико-химические свойства, вещественный состав и товарно-технические характеристик высокопарафинистых монгольских нефтей местрождений Тамсагбулаг и Зуунбаян, их бензиновых, дизельных фракций и остатков асмосферно-вакуумной перегонки. Установлено, что прямогонные фракции монгольских нефтей не могут использоваться в качестве бензинов, дизтоплив, строительных и дорожных битумов без вторичных процессов переработки и облагораживания.

На основании результатов проведенных исследований влияния нетрадиционных физических и химических воздействий на высокопарафинистые нефти и их остатки сделаны следующие выводы.

1. Озонированием высокопарафинистых нефтей и их фракций с последующим термическим разложением продуктов удается достичь увеличения выхода топливных фракций на 5 %. Изменения группового состава нефтей при озонировании

связаны с образованием кислородсодержащих соединений, т.е. укрупнением молекул CAB, что приводит к изменению их физико-химических свойств.

2. Механоактивация нефти и нефтяных остатков позволяет снизить на 7.5 % содержание в них н-алканов, в первую очередь (на 4.2 %) высокомолекулярных С)7-С38 вследствие их деструкции.

3. Установлено, что при механоактивации отбензиненной высокопарафинистой нефти с природным кварцем происходит снижение доли н-алканов на 15.8, в том числе твёрдых парафинов на 10,5, увеличение топливных фракций на 13.8 % мае., образование газообразных продуктов (Ci - С3) в количестве 4 % мае.

4. Показано, что в присутствие водорододонорного растворителя (тетралин) при механоактивации мазута удается дополнительно повысить выход светлых фракций на 9.1 %.

5. Впервые показано, что при механоактивации мазута с ацетиленом образуются до 12,8 % мае. легких фракций и газообразных продуктов, в т. ч. водорода и метана.

6. Найдены оптимальные условия (300-320 для тамсагбулагской и 280-300 °С для зуумбаянской нефти) превращения низкооктановых компонентов прямогонных бензиновых фракций на катализаторе ВКЦ-М60, при которых содержание н-алканов снижается на 17.9 %, возрастает содержание ароматических углеводородов до 46.0 % мае. и октановое число на 40 единиц.

7. Впервые предложен способ депарафинизации сырых высокопарафинистих неф-тей сжиженным газом при минус 20 °С, при котором отделяется до 33.5 % твердого осадка с содержанием твёрдых парафинов до 46.8, смол и асфальтенов до 25.07 % мае., что приводит к улучшению физико-химических характеристик нефти, в частности, к понижению температуры застывания на 33 °С и вязкости на 9 сСт.

8. Установлено, что получаемые нефтепродукты - бензины, дизтоплива и остатки -из нефти, очищенной сжиженными углеводородными газами от твердых парафинов, смол и асфальтенов, имеют товарные свойства, соответствуют требованиям ГОСТ без проведения вторичных процессов их очистки и облагораживания.

Автор глубоко признателен сотрудникам лаборатории углеводородов и. высокомолекулярных соединений нефти ИХН СО РАН за помощь в проведении исследований

и полезные консультации.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах:

1. Даваацэрэн Б., Головко А.К., Туяа М. Монгояьксая нефть месторождения Тамсагбулаг //Химия и технология топлив и масел, -2007. -№2, -С.24-28.

2. Даваацэрэн Б, Головко А.К. Повышение качества прямогонных бензиновых фракций высокопарафинистой монгольсих нефтей //Химия в интересах устойчивого развития, -2007. -Т. 15, -№ 4, -С.473-479.

3. Golovko А.К., Davaatseren В., Dneprovsky K.S., Surkov V.G., Lomovsky O.I. Mechano-chemical treatment of petroleum residues and their mixtures with brown coal // Oil & gas science and technology- Rev. IFP, Lyon, France, -2007. -V.62, P.l-12.

4. Davaatseren В., Golovko A.K., Surkov V.G., Tuya M. Use of dewaxing to refine the properties of highly paraffinic crude oils//Annual scientific reports, ICCT, Ulan-Bator, -2006. -V.33, -№7, -P.37-43.

5. Davaatseren В., Golovko A.K., Tuya M. A study of the ozonolysis and mechanochemical treatment on the properties of the high paraffinic Tamsagbulag Oil (Mongolia) // Scientific reports of MAS, Ulan-bator, -2006. -V.182, -№4, -P.59-68.

6. Даваацэрэн Б., Головко A.K., Туяа М., Величина Л.М. Разработка нетрадиционных способов переработки высокопарафинистой нефти месторождения Зуунбаяв // Сборник научн. трудов «Нетрадиционные способы переработки органического сырья Монголии», Улан-Батор, -2007. -С.26-35.

7. Головко А.К., Даваацэрэн Б., Днепровский К.С., Ломовский О.И., Певнева Г.С. Механо-химические изменения состава мазута парафинистых нефтей // Сборник научн. трудов «Нетрадиционные способы переработки органического сырья Монголии», Улан-Батор, -2007. -С.36-44.

• 8.. Даваацэрэн Б., Головко АХ, Туяа М. Изучение механохимических превращений высокопарафинистой нефти месторождения Тамсагбулаг (Монголия) //Материалы VI Международной конференции "Химия нефти и газа", Томск, -2006. -С.413-415.

9. Даваацэрэн Б., Головко А.К., Туяа М. Изучение влияния озонирования на свойства нефти месторождения Тамсагбулаг (Монголия) //Материалы VI Международной конференции "Химия нефти и газа", Томск, -2006. -С.458-461.

10. Даваацэрэн Б., Головко А.К., Туяа М.( Восмериков А.В., Величкина Л.М., Ширчин Б., Олзий Б. Каталитическое облагораживание прямогонной бензиновой фракции нефти Тамсагбулаг // Abstracts of II International chemistry symposium "Key issues in chemistry and environmental problems-2006", Ulan-Bator, Mongolia, -2006. -P.143-146.

11. Davaatseren В., Golovko A.K., Surkov V.G., Tuya M. A study of dewaxing as way to refine properties of the high-paraffinic oil (Mongolia) // Abstract of 233nd ACS National Meeting, Chicago, IL, USA, -2007. -V.52, -№1, -P.115-119.

12. Golovko A.K., Davaatseren В., Dneprovsky K.S., Surkov V.G., Lomovsky O.I. On capability of mechanochemical treatment of heavy oil stock and coal the oil mixtures // Abstract of International conference "Molecular Structure of Heavy Oil and Coal Liquefaction Products", Lyon, France, -2007. -P.50-51.

13. Даваацэрэн Б., Головко A.K., Сурков EX., Туяа М. Повышения качества тяжелой высокопарафинистой нефти для получения товарных продуктов // Материалы IV Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа", Томск, -2007. С.115-119.

14. Golovko А.К., Davaatseren В., Dneprovsky K.S., Lomovsky O.I. Mechanochemical transformation of group content in petroleum residue // Abstract of V International conference on mechanochemistry and mechanical alloying "INCOME-2006", Novosibirsk, -2006. -P.89-91.

15. Даваацэрэн Б., Головко A.K., Сурков В.Г., Туяа М. Мехаяохимическое превращение высокомолекулярных нефтяных компонентов в присутствие доноров водорода // Материалы IV Всероссийской конференции научной молодёжной "Под знаком Сигма", Омск, -2007. -С.78-79.

Подписано к печати 04.04.08 Бумага офсетная. Печать RISO. Формат 60x84/16. Тираж 500 экэ. Заказ № 103-0408 Центр ризографии и копирования. И/П Тисленко О.В. Св-во №14.263 от 21.01.2002 г., пр. Ленина, 41, оф. № 7а.

fizmathim.com


Смотрите также