Последние годы в Казахстане открыт ряд новых перспективных месторождений нефти и газовых конденсатов. Большое значение имеет исследование физико-химического и индивидуального группового состава бензиновой фракций нефтей новых месторождений и газового конденсата с целью получения различных видов сырья и поиска наиболее рациональных путей их переработки.
Одним из ведущих процессов в схемах современных нефтеперерабатывающих заводов является каталитический риформинг, который обеспечивает превращение низкооктановых прямогонных бензиновых фракций нефти в высокооктановые компоненты бензинов и концентраты ароматических углеводородов.
Получение высококачественного бензина и индивидуальных ароматических углеводородов из нефтей и газоконденсата Казахстана путем каталитического риформинга на промышленных и вновь синтезированных катализаторах является актуальной проблемой, решению которого посвящена данная работа.
Исследовался физико-химический состав и рассматривались рациональные варианты переработки бензиновых фракций новых нефтей Казахстана и газового конденсата месторождений Тенгиз и Кумколь.
В качестве одного из объектов исследования была нефть Кумкольского месторождения.
Исследованный образец нефти характеризуется невысоким весом, небольшой вязкостью и высокой температурой застывания. Данные по качеству нефти приведены ниже:
Качество нефти Кумкольского месторождения:
1. Плотность при 20оС, кг/м3-804-814;
2. Вязкость кинематическая, при 20оС, сСт – 6,8-7,2; при 50оС, сСт – 2,8-3,8;
3. Кислотность, мг КОН – 1,3-1,8;
4. Коксуемость, %масс. – 1,4 – 1,6;
5. Содержание хлористых солей, мг/л – 24 – 66;
6. Содержание воды, %масс. – 0,1 – 15;
7. Содержание серы, %масс. – 0,3 – 0,4;
8. Температура застывания, с термообработкой, оС – +10 – +12; без термообработки, оС – +11 – +14;
9. Групповой химический состав: – карбены и карбоиды, %масс. – 0,15 – 0,17. – асфальтены, %масс. – 0,4 – 0,5; – силикагелевые смолы – 7,88 – 8,36; – парафины, %масс. – 18,5 – 19,4; – температура плавления парафина, оС – 50,4 – 50,9;
10. Фракционной состав: температура начала перегонки, оС – 56-59, до 100оС выкипает, % – 5,1, до 120оС выкипает, % -9,0, до 150оС выкипает, % – 14, до 160оС выкипает, % – 17, до 180оС выкипает, % – 21, до 200оС выкипает, % – 24, до 220оС выкипает, % – 30, до 240оС выкипает, % – 32, до 260оС выкипает, % – 36, до 280оС выкипает, % – 40, до 300оС выкипает, % – 45.
Нефть Кумкольского месторождения кислая, соответственно кислые и фракции выделенные из нее. Высокая кислотность нефти обусловлена повышенным содержанием в них нафтеновых кислот.
Исходя из группового химического состава нефть парафинистая с содержанием 18,5 – 19,4 % масс парафина с малым содержанием асфальтенов и механических примесей.
Все эксперименты по каталитическому риформингу бензиновых фракций осуществляли на венгерской лабораторной, проточно – циркуляционной установке типа 01-105/01. Углеводородный состав сырья и продуктов реакции определяли методом газожидкостной хроматографии, а также определяли и другие их физико – химические характеристики.
В качестве примера приводим исследования газового конденсата. Исследованы узкие (335-378, 378-413 и 413-453К) и широкая (фр. 358-453К) бензиновые фракции газового конденсата месторождений Тенгиз и каталитический риформинг при температуре 778К, давлении 3,0 МПа и объемной скорости подачи сырья 1,5 ч на катализаторе АП-64. Некоторые результаты этих исследований приведены в таблице.
Таблица 1 – Физико – химические свойства узких бензиновых фракций газового конденсата и полученных из них катализаторов
№ |
Показатели |
Газовый бензин |
Фракции, К |
|||||
335-378 |
378-413 |
413-453 |
||||||
Исход-ный |
Ката-лизат |
Исход-ный |
Ката-лизат |
Исход-ный |
Ката-лизат |
|||
1 |
Выход бензина риформинга на сырье, %масс |
- |
- |
78,5 |
- |
80,4 |
- |
79,8 |
2 |
Плотность, ρ204 |
0,7381 |
0,7149 |
0,7376 |
0,7525 |
0,7685 |
0,7660 |
0,7697 |
3 |
Показатель преломления, ƞ20 |
1,4200 |
1,4022 |
1,4227 |
1,4291 |
1,4410 |
1,4230 |
1,4390 |
4 |
Фракционный состав, К: | |||||||
Н.к. |
324 |
337 |
- |
379 |
- |
411 |
388 |
|
10% |
348 |
355 |
- |
387 |
- |
417 |
393 |
|
50% |
398 |
365 |
- |
397 |
- |
422 |
417 |
|
90% |
440 |
397 |
- |
421 |
- |
443 |
- |
|
К.к |
458 |
431 |
- |
425 |
- |
452 |
437 |
|
5 |
Групповой углеводородный состав, %масс: | |||||||
Ароматические |
13,55 |
9,55 |
27,68 |
24,66 |
48,56 |
28,13 |
42,91 |
|
Нафтеновые |
21,26 |
25,80 |
17,13 |
33,97 |
11,33 |
15,54 |
9,85 |
|
Парафиновые |
65,19 |
64,65 |
54,72 |
41,37 |
40,12 |
56,33 |
43,45 |
|
Октановое число по м.м. без ТЭС |
54,5 |
46,2 |
87,0 |
58,3 |
95,0 |
80,1 |
91,5 |
Видно, что газоконденсат характеризуется легким фракционным составом и его можно отнести к углеводородам метано-нафтенового основания, где суммарное содержание их составляет 86%. Узкие фракции значительно отличаются друг от друга содержанию отдельных групп углеводородов и имеют низкие октановые числа.
Библиографический список
- Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. – М.: Химия, 1972. -444с.
- Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. – Уфа: Гилем, 2002. -672с.
- Омаралиев Т. О. Специальная технология производства топлива из нефти и газа. – Алматы: Билим, 2003. -232с.
- Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Часть 2. – М.: Химия, 1980. -382с.
- Левинтер А.Г, Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. – М.: Химия, 1992. -248с.