ПРОБЛЕМЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЕЙ ВАНКОРСКОГО И ЮРУБЧЕНО- ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА БОЛЬШИХ И МАЛЫХ НПЗ д-р техн. наук, проф. кафедры «Топливообеспечение. - презентация

1 ПРОБЛЕМЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЕЙ ВАНКОРСКОГО И ЮРУБЧЕНО- ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА БОЛЬШИХ И МАЛЫХ НПЗ д-р техн. наук, проф. кафедры «Топливообеспечение и горюче-смазочные материалы» ИНГ СФУ Орловская Нина Федоровна

2 ОПЫТ ОАО «АНХК» ПО ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ С ВОВЛЕЧЕНИЕМ НЕФТИ ВОСТОЧНОСИБИРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЮРУБЧЕНО- ТОХОМСКОГО, ТАЛАКАНСКОГО, ВЕРХНЕЧОНСКОГО) 1

3 Отличия восточносибирских нефтей от западносибирской Большее содержание хлористых солей (корректировка режима работы ЭЛОУ); Меньший выход светлых фракций до 360 С (ГОСТ 11011); При меньшем содержании общей серы в нефти – большее содержание общей и меркаптановой серы в бензиновых и керосиновых фракциях; Меньшее значение потенциалов бензина, авиакеросина, дизельных топлив летнего и зимнего вида. 2

4 Сравнение качества фракций авиационного керосина 3

5 Потенциал авиационного керосина из восточносибирских нефтей Проблемные показатели: Т вспышки в закрытом тигле; Т начала кристаллизации; Плотность; Массовая доля меркаптановой серы 4

6 Бензиновые фракции

7 Сырье процесса изомеризации (бензиновые фракции ) Повышение доли парафиновых углеводородов (благоприятно); Превышение нормы по содержанию общей серы (требует предварительной гидроочистки). 6

8 Бензиновые фракции

9 Сырье процесса каталитического риформинга (бензиновые фракции ) Потенциал бензиновых фракций ниже; Низкое содержание нафтеновых углеводородов (для достижения требований по детонационной стойкости потребуется жесткий режим риформинга); Содержание серы выше (ужесточение режима гидроочистки). 8

10 Расчетный потенциал суммы светлых нефтепродуктов при вовлечении 10% восточносибирских нефтей 9

11 ВЫВОД: ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ТОПЛИВ доля восточносибирских нефтей в смеси с западносибирской не должна превышать 10% 10

12 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ НЕФТЕЙ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО И ВАНКОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «СРЕДНЕВОЛЖСКИЙ НИИ ПО НЕФТЕПЕРЕРАБОТКЕ» ВЫВОД: Бензины и фракции дизельного топлива из данных нефтей могут служить лишь компонентами товарного бензина и дизельного топлива; Вакуумные фракции юрубченской нефти – благоприятное сырье для процессов углубленной переработки нефти (в частности, для FCC – каталитического крекинга с флюидизированным катализатором) 11

13 Библиографический список 1. Елшин А.И, Томин В.П., Микишев В.А. Проблемы переработки нефтей северных месторождений на НПЗ ОАО «НК «Роснефть» // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» С Рохманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтями Ванкорского месторождения // Технологии нефти и газа С Микишев В.А., Хомина Л.С., Апрелкова И.И. Опыт переработки нефтяного сырья с вовлечением нефтей восточносибирских месторождений // Мир нефтепродуктов С

14 ОПЫТ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЕЙ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО И ВАНКОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА МАЛЫХ НПЗ 13

15 Опыт переработки нефти Юрубчено- Тохомского и Куюмбинского месторождений на Байкитском НПЗ 14

16 Исследование осадков и отложений с внутренней поверхности технологического оборудования установки атмосферной перегонки нефти Байкитского НПЗ 15

17 Определяемый химический элемент Концентрация Химического Элемента в осадке Проба 1 Клапаны тарелок Проба 2 Фильтр Проба 3 Трубопров од Проба 4 Тарелки колонны Проба 5 АВО Na 0,64 0,16 Mg12,80,25 4,9 Ca31,11,970,115,1 Al0,0350,45 0,240,05 Si1,681,130,221,55 P 0,23 S1,660,97925,811,910,8 Cl 3,74 K 0,12 Ti 0,12 Cr0,3770,1960,3192,91 Mn0,160,5240,12 0,142 Fe17,4375,9253,6828,8362,81 Co 0,0011 Ni0,299 0,2262,16 Cu0,1890,197 0,352 Zn 0,2380,10,8557,31 Sr1,13 0,439 Mo0,0638 0,307 Результаты анализа отложений с внутренней поверхности технологического оборудования на рентгено- флуоресцентном спектрометре "Pioneer" Рентгено-флуоресцентный спектрометр "Pioneer". 16

18 Метод контроля количества агрессивных серосодержащих веществ, выделяющихся в процессе атмосферной перегонки нефти 17

19 Наименование нефти шифр по ГОСТ Р 51858–2002 Содержание сероводорода, мг/кг Содержание лёгких меркаптанов, мг/кг Юрубченская нефть( ) 129±3,744± 1,7 Куюмбинская нефть ( ) 43±0,9518±0,32 Ванкорская нефть( ) 30±0,5516±0,50 Западносибирская нефть( ) 57±0,5013±0,34 Выходы сероводорода и лёгких меркаптанов, выделяющихся при перегонке исследуемых нефтей, определенные разработанным методом, мг/кг Патент РФ Авторы: Н.Ф. Орловская, И.В. Надейкин 18

20 Основные закономерности образования низших и высших меркаптанов в топливах, получаемых атмосферной перегонкой эвенкийских нефтей Наименование пробы Сероводород, мг/кг Лёгкие меркаптаны сумма, мг/кг Метилмеркаптан, мг/кг Этилмеркаптан, мг/кг Юрубченская нефть Не обнаружено 0,136Не обнаружено 0,136 Бензиновая фракция Юрубченской нефти 0,11120,5342,05618,477 Дизельная фракция Юрубченской нефти Не обнаружено 0,4040,2370,167 Содержание общей серы в пробах юрубченской нефти и полученных из нее дистиллятах Содержание сероводорода и лёгких меркаптанов в нефти Юрубчено-Тохомского месторождения и дистиллятах, полученных на Байкитском нефтеперерабатывающем заводе Наименование Юрубченская нефть Юрубченская бензиновая фракция Юрубченская дизельная фракция Общая сера, мг/кг Температурные характеристики при перегонке юрубченской нефти в лабораторных условиях Начало выделения H 2 S: t конденсата (паров) ºC; t нефти в колбе-кубе ºC. Начало выделения элементной серы: t конденсата (паров) ºC; t нефти в колбе-кубе ºC. 19

21 Серосодержащие соединения нефти Юрубчено-Тохомского месторождения и дистиллятов 20

22 ОКИСЛИТЕЛЬНОЕ ОБЕССЕРИВАНИЕ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА ПРОИЗВОДСТВА ЗАО «ВАНКОРНЕФТЬ»* Условия: Кислород воздуха, Т = 150° С, 5 ч., уголь БАУ (сорбент) пробы Содержание серы, мг/кг% Удаления серы 123 Дизельное топливо ЗАО «Ванкорнефть»215- Дизельное топливо ЗАО «Ванкорнефть» + адсорбция Дизельное топливо ЗАО «Ванкорнефть» + окисление с дальнейшей адсорбцией 9855 *) Орловская Н.Ф., Гилязова В.Р. Методы окислительного обессеривания в приложении к дизельному топливу производства ЗАО «Ванкорнефть» // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – – 10. – С. 53–56. 21

23 Новые нефти севера Красноярского края требуют создания современных технологий переработки 22