Разработка методологии увеличения выпуска зимних и арктических дизельных топлив на основе рационального фракционирования сырья процесса изодепарафинизации

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы,
сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна, практическая
значимость работы, определена методология работы.
В первой главе приведены требования к качеству ДТЗ и ДТА, описаны
способыполученияданныхтоплив.Проанализированытехнологии
каталитическойдепарафинизациииизодепарафинизации.Обозначены
проблемы производства ДТА. Описаны способы анализа фракционного состава
нефтепродуктов и рассмотрены методы анализа свойств узких фракций.
Во второй главе рассмотрены объекты и методы исследования.
Объектами исследования являются сырьевые потоки, получаемые в процессе
переработки нефти: ДТ, гидроочищенное при давлении водорода 80 ати (ДТ
ГО; ДТ гидрокрекинга (ДТ ГК); ДТ после процесса изодепарафинизации.
Представлены методы исследования, используемые в работе.
Третья глава посвящена комплексному сравнительному анализу свойств
узких фракций ДТ ГО и ДТ ГК. Свойства нефти, поступающей на НПЗ,
изменяются, изменяется и структурно-групповой состав промежуточных
продуктов.Поэтомудляувеличениямаржинальностипроизводства
целесообразно оценивать свойства различных потоков предприятия путем
комплексного анализа свойств узких фракций.
Для этого сырье установки изодепарафинизации – ДТ, гидроочищенное
при давлении водорода 80 ати на никель-молибденовом катализаторе и ДТ
гидрокрекинга было разогнано на узкие фракции. Проведен комплексный
анализ свойств узких фракций для оценки их применимости в качестве сырья
установки изодепарафинизации на платиновом катализаторе. Были выявлены
закономерности распределения плотности, содержания аренов, н-парафинов,
Тпом, серы и азота в зависимости от фракционного состава. На рисунке 1
приведена зависимость содержания ароматических углеводородов в узких
фракциях ДТ ГО и ДТ ГК от фракционного состава.
30Сравнивая распределение
Содержание ароматических
углеводородов, % масс.

25аренов по фракциям ДТ ГО и
20ДТ ГК видно, что до фракции
15280-290 °С содержание аренов
10больше во фракциях ДТ ГК,
390-К.К.
180-190
190-200
200-210
210-220
220-230
230-240
240-250
250-260
260-270
270-280
280-290
290-300
300-310
310-320
320-330
330-340
340-350
350-360
360-370
370-380
380-390
≤180

начиная с фракции 290-300 °С
Фракция, °С
Гидроочищенное ДТДТ гидрокрекинга
напротив – аренов больше во
Рисунок 1 – Зависимость содержания ароматическихфракциях ДТ ГО. Различия в
углеводородов в узких фракциях гидроочищенного ДТ и ДТ
распределениисодержания
гидрокрекинга от фракционного состава
аренов по фракциям ДТ ГО и
ДТ ГК (также различия и других свойств узких фракций) обусловлены
свойствами сырья и отличающимися условиями процессов получения этих
нефтепродуктов. Поскольку с утяжелением фракционного состава как ДТ ГО,
так и ДТ ГК, содержание аренов в узких фракциях проходит через максимум с
последующим снижением, целесообразно направление на изодепарафинизацию
именно самых тяжелых фракций, так как в процессе изодепарафинизации
конкурирующая реакция гидрирования аренов будет не столь значительна.
Содержание аренов в тяжелых фракциях ДТ ГК ниже, чем в ДТ ГО,
соответственнотяжелыефракцииДТГКподанномупоказателю
предпочтительнее в качестве сырья изодепарафинизации.
Нарисунке2приведена
Плотность, кг/м3

850зависимостьплотностиузких
фракций ДТ ГО и ДТ ГК от
фракционного состава. Вначале с
810утяжелением фракционного состава
происходит увеличение плотности
390-К.К.
≤180
180-190
190-200
200-210
210-220
220-230
230-240
240-250
250-260
260-270
270-280
280-290
290-300
300-310
310-320
320-330
330-340
340-350
350-360
360-370
370-380
380-390

для обоих видов сырья. Далее для
Фракция, °С
Гидроочищенное ДТДТ ГидрокрекингаДТГОплотностьсфракции
Рисунок 2 – Зависимость плотности узких фракций
гидроочищенного ДТ и ДТ гидрокрекинга от270-280 °С выходит на плато, что
фракционного составаобъясняетсяснижением
содержания аренов, плотность которых выше плотности прочих углеводородов.
Для ДТ ГК с фракции 300-310 °С плотность снижается, поскольку имеет место
более значительное снижение содержания аренов. До фракции 320-330 °С
плотность ДТ ГК выше, чем у ДТ ГО, затем наблюдается обратная
закономерность.
В целом, характер кривых, приведенных на рисунках 1 и 2, идентичен.
Это связано с тем, что плотность узкой фракции является функцией
компонентного состава, в том числе и содержания в ней аренов.
На рисунке 3 приведена зависимость содержания н-парафинов в узких
фракциях ДТ ГК и ДТ ГО от фракционного состава. Как видно, обе кривые
идут параллельно друг другу, содержание н-парафинов с утяжелением фракций
возрастает. Содержание н-парафинов в ДТ ГО выше, чем в ДТ ГК.
В тяжелых фракциях обоих нефтепродуктов концентрация н-парафинов
выше, чем в легких фракциях, что будет увеличивать скорость протекания
основной реакции в процессе изодепарафинизации. Однако в связи с тем, что в
тяжелых фракциях ДТ ГК содержаться н-парафины с меньшим количеством
атомовуглерода,этотвидсырьяболееэффективендляпроцесса
изодепарафинизации.
На рисунке 4 приведена зависимость Тпом узких фракций ДТ ГО и ДТ ГК
от фракционного состава. С утяжелением фракций наблюдается рост Тпом для
4040
Содержание н-парафинов, % масс.

Температура помутненя, °С
3520
-20
-40
10-60

5-80
390-К.К.
≤180

390-К.К.
180-190
190-200
200-210
210-220
220-230
230-240
240-250
250-260
260-270
270-280
280-290
290-300
300-310
310-320
320-330
330-340
340-350
350-360
360-370
370-380
380-390

190-200
200-210
210-220
220-230
230-240
240-250
250-260
260-270
270-280
280-290
290-300
300-310
310-320
320-330
330-340
340-350
350-360
360-370
370-380
380-390
Фракция, °СФракция, °С
Гидроочищенное ДТДТ ГидрокрекингаГидроочищенное ДТДТ Гидрокрекинга

Рисунок 3 – Зависимость содержания н-парафинов вРисунок 4 – Зависимость Тпом узких фракций
узких фракциях гидроочищенного ДТ и ДТгидроочищенного ДТ и ДТ гидрокрекинга от
гидрокрекинга от фракционного составафракционного состава

обоих видов сырья. До фракции 300-310 °С Тпом ДТ ГК ниже, чем у ДТ ГО. С
дальнейшим утяжелением имеет место обратная закономерность.
Содержание азота и серы в узких фракциях ДТ ГК значительно меньше,
чем в ДТ ГО. Различие в содержании азота до фракции 350-360 °С не
существенно. Однако для более тяжелых фракций содержание азота во
фракциях ДТ ГО в 3 раза превышает его содержание в аналогичных фракциях
ДТ ГК. Содержание серы в ДТ ГК с утяжелением фракций изменяется мало и
равно 2 ppm. Содержание серы во фракциях ДТ ГО с утяжелением растет, и для
фракции 380-390 °С превышает содержание в ДТ ГК примерно в 5 раз.
Поскольку сера и азот являются каталитическими ядами катализаторов
изодепарафинизации, то ДТ ГК – более предпочтительное сырье для этого
процесса, чем ДТ ГО. Особенно это заметно для тяжелых фракций.
Сравнивая все проанализированные физико-химические свойства узких
фракций ДТ ГК и ДТ ГО можно сделать следующие выводы:
1)Оптимальным сырьем изодепарафинизации является тяжелое ДТ
ГК, содержащее минимум аренов – исходных веществ для конкурирующей
реакции, и незначительное количество каталитических ядов – азота и серы;
2)Оба вида сырья содержат значительное количество фракций, уже
обладающих требуемой Тпом для ДТЗ.
Приразработкемоделирациональногофракционированиясырья
изодепарафинизациинеобходимоучитыватьрассмотренныефакторы:
содержание каталитических ядов, н-парафинов и аренов, содержание фракций,
которые целесообразно выделить из сырья и направить напрямую в ДТЗ.
Следует разделять сырье установки изодепарафинизации на фракции, уже
соответствующиетребованиямпокачествудлятоварныхпродуктов
(количество таких фракций соответствует количеству выпускаемых сортов
топлива,вописываемомслучае–этоДТЗ имежсезонноеДТ с
дополнительными требованиями) и фракцию, которую нужно направить на
изодепарафинизацию для улучшения ее низкотемпературных свойств.
По результатам анализа свойств узких фракций ДТ ГО и ДТ ГК, были
разработаны модели рационального фракционирования для получения ДТЗ
классов 0-4 из этих двух видов сырья. В таблице 1 для примера приведена
модель рационального фракционирования ДТ ГО, а в таблице 2 – ДТ ГК для
получения ДТЗ класса 2 с Тпом минус 22 °С по ГОСТ 32511-2013.
Для получения ДТЗ класса 2 фракции ДТ ГО до 290 °С следует
направлять в ДТЗ (60 % от сырья, Тпом смеси минус 22 °С). Требования по
температуре помутнения ДТЛ минус 5 °С хотя и отсутствует в ГОСТ, но есть в
контрактах на поставку дизельного топлива в Европу, поэтому фракцию
290-330 °С следует направить в ДТЛ (21,9 % от сырья, Тпом смеси – минус 5 °С).
Фракции тяжелее 330 °С (18,1 % от сырья, Тпом смеси – плюс 14 °С)
целесообразно направлять на изодепарафинизацию и далее в ДТЗ.
Таблица1–Модельрациональногофракционированиясырья
изодепарафинизации (анализ узких фракций ДТ, гидроочищенного при 80 ати)
для производства ДТЗ класса 2 (Тпом минус 22°С)
Сод-е
Сод-еПлотн.Сод-еСод-е
Тпом смесин-пара-% масс.Напр-е
ФракцияТпом, °Сароматич.при 20 °С,азота,серы,
фракций, °Сфинов, %от сырьяпотока
у-в, % масс.кг/м3ppmppm
масс.
≤180-11,3-803< 0,33,0 180-190-12,218,2806< 0,33,2 190-200-62,012,719,1809< 0,33,8 200-210-56,013,822,2814< 0,34,2 210-220-44,014,420,2818< 0,34,7 220-230-41,515,419,9822< 0,35,1 -2260,0ДТЗ 230-240-37,016,721,3827< 0,35,6 240-250-33,516,823,2830< 0,36,1 250-260-26,018,823,3834< 0,36,5 260-270-25,019,424,3837< 0,36,8 270-280-20,020,723,9839< 0,37,1 280-290-16,022,223,0839< 0,37,5 290-300-12,023,223,0839< 0,37,8 300-310-9,022,125,5843< 0,38,6 -521,9ДТЛ 310-320-4,521,625,0841< 0,39,0 320-3301,020,928,38410,39,0 330-3405,019,827,78400,39,3 340-3509,018,529,38400,49,8 350-36013,515,633,38390,410,2Депар. 360-37017,01415,127,98430,811,018,1и далее 370-38020,014,930,88421,411,5в ДТЗ 380-39024,013,636,88432,311,7 390-КК28,514,737,384811,917,0 Таблица2–Модельрациональногофракционированиясырья депарафинизации (анализ узких фракций ДТ ГК) для производства ДТЗ класса 2 (Тпом минус 22°С) Сод-е Сод-еПлотн.Сод-еСод-е Тпом смесин-пара-% масс.Напр-е ФракцияТпом, °Сароматич.при 20 °С,азота,серы, фракций, °Сфинов, %от сырьяпотока у-в, % масс.кг/м3ppmppm масс. ≤180< -7920,212,38150,61,4 180-190< -7923,312,38220,61,4 190-200-7924,711,58310,61,4 200-210-7626,011,68340,61,5 210-220-6826,010,38380,61,5 220-230-6628,713,08410,61,6 230-240-5927,012,38430,61,6 240-250-5228,015,28440,61,6 -2271,6ДТЗ 250-260-4826,810,18460,61,7 260-270-4026,515,38480,61,7 270-280-3326,015,88490,61,7 280-290-2725,616,38500,61,8 290-300-2221,417,58480,51,9 300-310-1219,820,58510,51,8 310-320-317,023,18430,51,9 320-330216,420,98390,41,9 330-340616,323,48380,42,0 340-3501214,925,28380,42,0 350-3601813,727,08370,42,1Депар. и 360-370201212,826,18350,42,328,4далее в 370-3802512,227,58350,52,5ДТЗ 380-3903411,229,18340,62,8 390-К.К.3612,135,18380,85,6 ДТ ГК при производстве ДТЗ класса 2 целесообразно делить на две части: фракции до 330 °С (71,6 % от сырья; Тпом смеси – минус 22 °С) направлять в ДТЗ, фракции более 340 °С (28,4 % от сырья; Тпом смеси – плюс 12 °С) направлять на изодепарафинизацию, а затем в ДТЗ. ДТ ГК – лучшее сырье для получения всех классов ДТЗ, процент сырья, который не нужно направлять на изодепарафинизацию для ДТ ГК всегда выше, чем для ДТ ГО. Концентрация аренов, азота и серы в тяжелых фракциях сырья, которые в соответствии с моделью рационального фракционирования целесообразно направить на изодепарафинизацию, для ДТ ГК ниже. Поэтому тяжелаячастьДТГКявляетсяболеепредпочтительнымсырьем изодепарафинизации. Однако, количество дизельного топлива, получаемого на установке гидрокрекинга, меньше по сравнению с количеством топлива с установки гидроочистки, и его недостаточно для обеспечения сырьем типичной установки изодепарафинизации производительностью 100-120 м3/ч. Кроме того, установок гидрокрекинга на территории РФ построено не так много. Поэтому, несмотря на то, что ДТ ГК предпочтительнее, большее практическое значение в качестве сырья изодепарафинизации имеет ДТ ГО. Для других нефтей или для выпуска ДТ с другими характеристиками, моделирациональногофракционированиясырьябудутотличатьсяот предложенных, однако принцип их разработки остается прежним. ПредложенавозможнаятехнологическаясхемапереработкиДТ, позволяющаяреализоватьнапрактикемодельрационального фракционирования сырья изодепарафинизации (рисунок 5). ДТ на установках АВТ разделяется на легкое и тяжелое. Легкое ДТ направляется на гидроочистку под давлением водорода 40 ати, продукт которого является компонентом ДТЗ. Тяжелое ДТ после гидроочистки под давлением водорода 80 ати направляется на разделение в зависимости от требуемого класса ДТЗ. Фракции с Тпом, удовлетворяющимтребованиямкДТЗ,являютсябалластом изодепарафинизации и направляются в товарное ДТЗ. Фракции, которые по Тпом соответствуютмежсезонномуДТ,такжеявляютсябалластоми Бензин направляютсявтоварное Керосин межсезонное ДТ. Более тяжелые Легкое ДТ фракцииподвергаются гидроочистка 40 атиДТЗ Тпом -22 °С АВТ Тяжелое ДТПрисадки изодепарафинизацииизатем гидроочистка 80 атиДТЗ Тпом -22 °С ДТЛ (межсезонное) направляются в ДТЗ. Тпом -5 °С Схема, представленная на Тпом Мазут +14 °С изодепарафинизация рисунке 5, предлагается для Рисунок 5 – Возможная технологическая схема реализацииимеющейсянапредприятии модели рационального фракционирования сырья типичной установки АВТ. На изодепарафинизации этапе нового строительства предлагается схема, представленная на рисунке 6. При выпуске ДТЗ класса 2 и межсезонного ДТ на установке АВТ предлагается выводить 4 боковых погона: керосиновую фракцию; фракцию ДТЗ с Tпом минус 22 °С; фракцию ДТЛ с Tпом минус 5 °С; фракцию ДТ с Tпом плюс 14 °С. ДТЗ с основной ректификационной колонны направляется на установку гидроочистки дизельного топлива при 40 ати, и далее в товарное ДТЗ. ДТЛ (Тпом минус 5 °С) направляется на гидроочистку 40 ати и далее в товарное ДТЛ или межсезонное ДТ. ДТ с Тпом плюс 14 °С направляется на гидроочистку 80 ати, далее на изодепарафинизацию и после в товарное ДТЗ. Преимуществом Бензинсхемы на рисунке 6, являются Керосинболеенизкиекапитальные ДТЗ затраты,посколькуне гидроочистка 40 атиДТЗ Тпом -22 °С АВТ Присадки предусмотрено строительство ДТЛ Тпом -5 °С гидроочистка 40 атиДТЛ (межсезонное) ректификационнойколонны, ДТ гидроочистка 80 атиизодепарафинизация Тпом+14 °С которая необходима по схеме, Мазутизображенной на рисунке 5. Рисунок 6 – Технологическая схема реализации моделиВ главе 4 предлагается рационального фракционирования сырья изодепарафинизации вметодикаразработкии случае нового строительства реализациимодели рационального фракционирования затем, чтобы подход, описанный в главе 3, мог быть применен для увеличения выпуска различных востребованных продуктов из доступного сырья. Методика в виде алгоритма представлена на рисунке 7. 1. Выбрать перечень4. Выполнить разгонку сырья7. Сформировать модель рационального фракционирования данного нефтепродуктов, которыена узкие фракции (10 °С)сырья, определить возможные направления потоков нужно получить Да8. Есть техническая возможность разделить сырьеНет 5. Проанализировать узкиесогласно модели без капитальных затрат? 2. Определить критическиефракции по критическим показатели качествапоказателям качества и нефтепродуктовсвести данные в таблицу 9. Разработать мероприятия для разделения сырья согласно модели 3. Определить возможные6. Компаундировать фракции сырьевые потокис получением частей, уже соответствующих по критическим показателямДа10. Мероприятие экономическиНет нужным нефтепродуктам иэффективно? части, требующей Сырье 1 (2, 3, N)дополнительной переработки 11. Внедрить мероприятие 12. Реализовать разделение сырья согласно модели Рисунок 7 – Методика разработки и реализации модели рационального фракционирования В главе 5 приведен пример реализации модели рационального фракционированиясырьяустановкиизодепарафинизациив ПАО «Славнефть-ЯНОС». С целью сокращения капитальных затрат в 2014 г. была реализована следующая схема фракционирования (рисунок 8): ДТ стриппинга К-3/2 с Тпом минус 22 °С направляется в ДТЗ, ДТ стриппинга К-3/3 с Тпом плюс 5 °С направляется на изодепарафинизацию. При этом количество балластных Бензинфракций в сырье изодепарафинизации – порядка 44 % (в типичном сырье при К-3/1Керосин разделении сырья на два потока доля К-3/2 гидроочистка 40 ати Тпом -22 °С ДТЗбалласта 60 %). Преимущество схемы – АВТ капитальные затраты только на монтаж К-3/3гидроочистка 80 ати Изодепараф.межцеховыхкоммуникаций.После реализации ряда мероприятий в 2017 г. удалось сократить количество балласта до Мазут 26 % и увеличить выпуск ДТЗ на 30 % по Рисунок 8 – Схема получения ДТЗ ПАО «Славнефть-ЯНОС» сравнению со стандартной схемой. На рисунке 9 для примера приведена 450зависимость увеличения выпуска Выпуск ДТЗ, т/ч Без фракционирования ДТЗ класса 2 от доли тяжелых Максимальное выделение балластных 350фракцийсырья,выделенных ректификацией и направленных на фракций 212установкуизодепарафинизации 179200 156ДТГОпроизводительностью 125150 11418,1100 т/ч (по модели из таблицы 1). 100908070605040302010ВыпускДТЗбез Доля выделенных ректификацией тяжелых фракций сырья, направляемых на изодепарафинизацию, % фракционирования – 114 т/ч. По Рисунок 9 – Увеличение выпуска ДТЗ класса 2 по мере приближения к максимальному извлечению балластныхмереприближенияк фракций из сырья изодепарафинизациимаксимальномуизвлечению балласта наблюдается рост выпуска ДТЗ в 4 раза. В главе 6 изучена возможность получения ДТА на установке изодепарафинизации на платиновом катализаторе (ЛЧ-24/7, ПАО «Славнефть– ЯНОС»). Для этого изучены зависимости низкотемпературных свойств изодепарафинизата от температуры входа в реактор и Тпом сырья при неизменных прочих параметрах (таблица 3). Сырьем являлась прямогонная фракция, гидроочищенная на никель-молибденовом катализаторе при давлении водорода 80 ати. Регулирование Тпом производилось за счет изменения соотношений легкого ДТ, отбираемого из стриппинга К-3/2 с Тпом минус 22 °С, и тяжелого ДТ, отбираемого из стриппинга К-3/3 с Тпом плюс 5 °С, в сырье установки предварительной гидроочистки 80 ати. Таблица 3 – Зависимость изменения низкотемпературных свойств изодепарафинизатов от температуры входа в реактор при различных Тпом сырья Низкотемпературные свойства изодепарафинизатов, °С Температура ТпомПТФТпомПТФТпомПТФТпомПТФ помутнения Температура входа в реактор, °С сырья, °С 320325330335 4-22-24-28-29-32-34-34-37 0-26-29-32-34-36-39-37-40 -6-40-44-52-55-59-59-60-58 -9-45-48-71-61-75-61-76-62 -11-50-52-75-61-80-62 не определено График зависимости Тпом изодепарафинизата от Тпом сырья при различных температурах входа в реактор, приведен на рисунке 10. Горизонтальной пунктирной линией изображена Тпом минус 65 °С (требование Министерства Обороны РФ к ДТА). Другие технологические параметры – давление водорода (40 ати), объемная скорость подачи сырья (1,875 ч-1) не изменялись. Из рисунка 10 видно, что при повышении температуры входа в реактор, Тпом изодепарафинизата уменьшается. Однако Тпом изодепарафинизата в большей степени снижается при уменьшении Тпом сырья. Так, при Тпом сырья плюс 4 °С достигнута Тпом изодепарафинизата минус 34 °С, а при Тпом сырья минус 11 °С достигнута Тпом изодепарафинизата минус 80 °С. -80330°СПовышение температуры Тпом ДПФ, °С -70 Требование СТО 08151164-0157-2014 входа в реактор с 320 °С до -60325 °Сприводитк -50существенномуснижению 325°С 320°С -40335°СТпомизодепарафинизата, -30 дальнейшееповышениена -20 4321 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -115 °С дает меньший отклик, Тпом сырья, °С Рисунок 10 – График зависимости температуры помутненияповышениетемпературыс изодепарафинизата от температуры помутнения сырья и330 °С до 335 °С дает уже температуры входа в реактор незначительный отклик. Это связано с началом реакции изомеризации и ее постепенным затуханием из-за падения концентрации н-парафинов в реакционной смеси. Оптимальная Тпом сырья для выполнения требований МО РФ – минус 8-9 °С при температуре входа в реактор 325 °С (вертикальная черта). На рисунке 11 представлена зависимость ПТФ изодепарафинизата от Тпом сырья при различных температурах входа в реактор. ПТФ минус 65 °С, требуемая МО РФ, так и не была достигнута. Из сравнения рисунков 10 и 11 следует, что при Тпом изодепарафинизата ниже минус 59 °С наблюдается закономерность: Тпом ниже ПТФ. Для иллюстрацииэтогоявленияпостроеназависимостьПТФиТпом -80изодепарафинизатовот ПТФ ДПФ, °С -70Требование СТО 08151164-0157-2014глубиныизомеризации -60330°С(рисунок12).Графикна -50325°Срисунке12построендля 335°С320°С -40 температуры входа в реактор -30 325 °С и объемной скорости -20 43210 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 подачисырья1,875 ч-1. Тпом сырья, °С Зависимостипридругих Рисунок 11 – График зависимости ПТФ изодепарафинизата от температуры помутнения сырья при различных температурахтемпературах аналогичны. входа в реакторПридостижении Увеличение времениопределенной температуры в Забивка сетки 45 мкмфильтрации через сетку прибора кристаллами парафинов 45 мкм из-за высокойпроцессе охлаждения в ДТ вязкости при низких -80температурахобразуютсякристаллы Тпом, ПТФ ДПФ, °С -70Требование СТО 08151164-0157-2014Тпом ДПФпарафинов,ономутнеет, -60 ПТФ ДПФфиксируетсяТпом.При -50 Точка смены причиндальнейшемохлаждении -40ухудшения прокачиваемостичерез3-7°Скристаллы -30при определении ПТФ забивают сетку 45 мкм на -20 432-1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 лабораторномприборе,и Тпом сырья, °С Рисунок 12 – Точка смены причин ухудшения прокачиваемостиобразецДТнеуспевает изодепарафизата через сетку 45 мкм при определении ПТФпрофильтроватьсязаодну минуту. Фиксируется ПТФ. Считается, что при этом кристаллы парафинов забивают топливную систему двигателя. Сформировалось мнение, что ПТФ всегда ниже или равна Тпом. Однако, как видно из рисунка 12, Тпом изодепарафинизата после минус 59 °С становится ниже ПТФ. Кристаллы парафинов еще не образовались, а образец через фильтр уже не прокачивается. Для объяснения данного явления была рассмотрена зависимость времени фильтрациипри определенииПТФот температуры фильтрациидля изодепарафинизатов с разной Тпом, представленная на рисунке 13. Перед достижением времени фильтрации 60 сек., то есть перед фиксациейПТФ, Время фильтрации, сек 55 Т -22°С пом Тпом -60°С характер зависимости различается: 35- до Тпом образца 25минус60°С 20Тпом -68°С Тпом -45°С 15Тпом -37°Спроисходитрезкое 5Тпом -26°Сскачкообразное увеличениевремени -17 -19 -21 -23 -25 -27 -29 -31 -33 -35 -37 -39 -41 -43 -45 -47 -49 -51 -53 -55 -57 -59 Температура фильтрации при определении ПТФ пофильтрации.Это ГОСТ 22254, °С Рисунок 13 – Зависимость изменения времени прокачиванияговорит об увеличении изодепарафинизатов через сетку 45 мкм от температуры фильтрацииколичества кристаллов парафинов при понижении температуры фильтрации и забивании ими фильтра; - при испытании образцов с Тпом минус 60 °С и ниже время фильтрации возрастает монотонно. Видимо прокачиваемость через фильтр ухудшается в связи с увеличением вязкости образца, при столь низких температурах и малом содержании н-парафинов она оказывает решающее влияние на величину ПТФ. Предлагаетсяввеститермин«точкасменыпричинухудшения прокачиваемости при определении ПТФ» (рисунок 12). Точкой смены причин называется Тпом образца, выше которой ПТФ фиксируется из-за забивки фильтракристалламин-парафинов,анижеее–из-заухудшения прокачиваемости через фильтр вследствие повышения вязкости образца при сверхнизких температурах. Зависимость вязкости изодепарафинизата (сырье с Тпом минус 6 °С при температуре входа в реактор 325 °С) от температуры прокачивания приведена на рисунке 14. Красной линией выделена точка смены причин ухудшения прокачиваемости, которая соответствует вязкости порядка 50 сСт. Выявлено, что в области от 40 до минус 20 °С вязкость изодепарафинизата растет плавно, от минус 20 °С до точки смены причин ухудшения прокачиваемости рост ускоряется,послеэтойточки(минус59°С)вязкостьвозрастает Вязкость , сСт140экспоненциально.Вязкость изодепарафинизатаприминус 8059 °Спримерносоответствует вязкостипрямогонногомазута 20при 90 °С, поэтому он и не 20-30-80прокачивается через фильтр. Для Температура, °С обеспечения требований МО РФ для ДТА по ПТФ необходимо снижать вязкость его компонентов. Разработана технология производства ДТА для применения при температуре минус 65 °С и выше. Вязкость снижалась путем введения не менее 20 % керосина гидрокрекинга. Цетановое число керосина не удовлетворяет требованиям МО РФ к ДТА, поэтому при разработке рецептуры необходимо использование цетаноповышающей присадки. С использованием данной рецептуры была наработана опытная партия, прошедшая испытания в ФАУ «25-й ГосНИИ химмотологии МО РФ». В мае 2020 года получено Решение № 21/20 МО РФ о применении в вооружении, военной и специальной технике дизельного топлива для Арктической зоны ДТАЗ-В, высший сорт по ГОСТ РВ 9130-002-2011 произведенного в ПАО «Славнефть-ЯНОС» по СТО 08151164-0157-2014. Выпуск первой в РФ промышленной партии этого топлива произошел в октябре 2021 года. В главе 7 оценена экономическая эффективность внедрения технологий увеличения выпуска ДТЗ и ДТА на примере ПАО «Славнефть-ЯНОС». До 2014 г. ДТЗ получали смешением дизельных и керосиновых фракций, выпуск ДТЗ был на уровне 450 тыс. т/год. С 2014 г. после ввода в действие схемыполученияДТЗнаправлениембалластныхфракцийпомимо изодепарафинизации,выпусквыросдо700тыс.т/год.После усовершенствования схемы выпуска ДТ – рост до 900-950 тыс. тонн/год. Экономическийэффектотвнедренияпатентанатехнологию производства ДТЗ №2535492 составляет 1,51 млрд. руб./год, от внедрения способа переработки нефти по патенту №2664653 – 1,02 млрд. руб./год. Ожидаемый экономический эффект от выпуска ДТА по СТО 08151164-0157- 2014 – около 31,9 млн. руб./мес. (191,4 млн. руб./год (сезон)). ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Проанализированы свойства узких фракций дизельного топлива после гидроочистки при давлении водорода 80 ати на никель-молибденовом катализаторе и дизельного топлива гидрокрекинга. Показаны зависимости содержания серы, азота, ароматических соединений, нормальных парафинов, температуры помутнения и плотности от фракционного состава. 2. Проведен сравнительный анализ состава и свойств узких фракций ДТ ГО и ДТ ГК. Выявлено нелинейное изменение содержания ароматических углеводородов в узких фракциях ДТ ГО и ДТ ГК. 3. Выявлены различия в характере распределения ароматических углеводородов и н-парафинов в узких фракциях ДТ ГО и ДТ ГК, обусловленного свойствами сырья и условиями процессов получения этих нефтепродуктов. 4. Предложен метод комплексного анализа свойств узких фракций потоков НПЗ как инструмента увеличения маржинальности производства. 5. На основе комплексного анализа свойств узких фракций разработаны моделирациональногофракционированиясырьяустановки изодепарафинизации ДТ для производства ДТЗ классов 0-4 (ГОСТ 35511-2013). 6. Предложена методика разработки и реализации рационального фракционирования сырья для увеличения выпуска нефтепродуктов. 7. Показано изменение низкотемпературных (Тпом и ПТФ до минус 80 °С) свойств изодепарафинизата дизельного топлива в зависимости от температуры помутнения сырья при различных температурах входа в реактор. 8.Описанэффектсменыпричинухудшенияпрокачиваемости изодепарафинизата вследствие повышения его вязкости при сверхнизких температурах.Предложентермин«точкасменыпричиннаступления ухудшения прокачиваемости при определении ПТФ». Показан аномальный характер изменения низкотемпературных свойств изодепарафинизата в области сверхнизких температур. 9.Разработана,запатентованаивнедренавпромышленности (ПАО «Славнефть-ЯНОС», 2014 год) технология получения ДТЗ, основанная на направлении на изодепарафинизацию тяжелых фракций дизельного топлива, содержащихтяжелые нормальные парафины(исходные веществадля протекания основной реакции). При этом легкие фракции, уже имеющие требуемую температуру помутнения, направляются в ДТЗ помимо процесса. В 2017 году разработаны и внедрены в промышленности (ПАО «Славнефть- ЯНОС») мероприятия по увеличению выпуска ДТЗ. 10. Разработана технология производства арктического дизельного топлива с температурой применения до минус 65 ºС (традиционное по ГОСТ Р 55475 – до минус 52 ºС). Получено решение МО РФ о возможности применения данного топлива в военной и специальной технике. 11. Экономический эффект от внедрения технологий увеличения выпуска ДТЗ составляет порядка 2 млрд. руб./год. Предполагаемый эффект от выпуска ДТА составляет порядка 190 млн. руб./год. 12. В октябре 2021 года в ПАО «Славнефть-ЯНОС» выпущена первая в РФ (и мире) промышленная партия ДТА по СТО 08151164-0157-2014 (ГОСТ РВ 9130-002-2011) с температурой применения до минус 65 °С. Основное содержание диссертации изложено в следующих работах: 1. Karpov N. V., Vakhromov N. N., Dutlov E. V., Bubnov M. A., Gudkevich I. V., Kapustin V. M., Chernysheva E. A., Rudyak K. B., Fadeev V. V., Borisanov D. V. An ideal model of fractional feed distribution in a dewaxing plant // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. – 2021. – Vol. 57, №4. – P. 205-209. 2. Karpov N. V., Vakhromov N. N., Dutlov E. V., Bubnov M. A., Gudkevich I. V., Kapustin V. M., Chernysheva E. A., Sharin E. A., Beresneva E. V., Borisanov D. V. Production of arctic diesel fuel with use temperature up to minus 65 °C // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. – 2021. – Vol. 57, №4. – P. 210-214. 3. Борисанов Д.В. Увеличение выпуска дизельного топлива зимнего (ДТЗ) в ПАО «Славнефть-ЯНОС» в 2017-2019 годах // Актуальные задачи нефтегазохимического комплекса. Добыча и переработка: материалы научно-практической конференции (Москва, 21- 22.11.2019 г.). – Москва, 2019. – С. 16-18. 4. Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В., Трухан А.М., Осьмушников В.А., Тресков Я.А. Оценка перспектив маржинальности переработки ряда фракций нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2019. – № 2. – С. 3-5. 5. Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В. Разработка и внедрение мероприятий по увеличению выпуска зимнего дизельного топлива в ПАО «Славнефть ЯНОС» в 2017 – 2019 г. // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2019. – № 12. – С. 3-8. 6. Никитин А.А., Карасев Е.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Борисанов Д.В. Разработка способа увеличения выпуска дизельного топлива зимнего в ОАО «Славнефть-ЯНОС» // Мир нефтепродуктов. – 2015. – № 9. – С. 14-17. 7. Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В. Инновационное арктическое дизельное топливо производства ПАО «Славнефть- ЯНОС» // Сборник работ лауреатов международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа. – 2020. – с.103-104. 8. Борисанов Д.В. Идеальная модель фракционного распределения сырья установки депарафинизациииувеличениевыпускадизельноготопливазимнегона ПАО «Славнефть-ЯНОС». IX Российский нефтегазовый саммит. Нефтегазопереработка и нефтегазохимия. – 21-22 апреля 2021 года. 9. Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Капустин В.М., Чернышева Е.А., Борисанов Д.В. Технологическая схема ПАО «Славнефть-ЯНОС»» // Мир нефтепродуктов. – 2021. – спец. издание № 1. – С. 13-19. Перечень полученных патентов: 1. Пат. 2464299 Российская Федерация, МПК C10G 45/02. Способ получения зимнего дизельного топлива ЕВРО / Князьков А.Л., Никитин А.А., Лагутенко Н.М., Карасев Е.Н., Пискунов А.В., Борисанов Д.В., Лохматов С.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез». – № 2011124058/04; заявл. 14.06.2011; опубл. 20.10.2012. Бюл. № 29. 2. Пат. 2535492 Российская Федерация, МПК C10G 65/14. Способ получения топлива дизельного зимнего / Никитин А.А., Карасев Е.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Гудкевич И.В., Лохматов С.В., Борисанов Д.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез». – № 2013134607/04; заявл. 23.07.2013; опубл. 10.12.2014. Бюл. № 34. 3. Пат. 2664653 Российская Федерация, МПК C10G 65/12, C10G 65/14, C10L 1/04, C10L 1/10, C10G 65/02. Способ переработки нефти / Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез». – № 2018108719; заявл. 12.03.2018; опубл. 21.08.2018. Бюл. № 24. 4. Пат. 2678453 Российская Федерация, МПК C10L 1/04, С10L 1/08, C10G 45/58, C10G 65/02. Топливо дизельное арктическое / Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез». – № 2018134759; заявл. 03.10.2018; опубл. 29.01.2019. Бюл. № 4. 5. Пат. 2678453 Российская Федерация, МПК C10L 1/08, С10L 1/10, C10L 1/23, C10L 1/188, C10L 1/182, C10L 1/00. Арктическое дизельное топливо / Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть Ярославнефтеоргсинтез». – № 2019109546; заявл. 01.04.2019; опубл. 03.02.2020. Бюл. № 4. 6. Пат. 2675853 Российская Федерация, МПК C10L 1/00, C10G 65/00, C10L 1/08. Способ получения дизельного топлива / Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть- Ярославнефтеоргсинтез». – № 2017141522; заявл. 28.11.2017; опубл. 25.12.2018. Бюл. № 36. 7. Пат. 2741708 Российская Федерация, МПК G01N33/22 G01N33/28 G01N25/14. Способ определения оптимальных параметров при получении нефтепродуктов / Карпов Н.В., Вахромов Н.Н., Дутлов Э.В., Пискунов А.В., Бубнов М.А., Гудкевич И.В., Борисанов Д.В.; заявитель и патентообладатель ПАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез». – № 2019140318; заявл. 06.12.2019; опубл. 28.01.2021. Бюл. № 4.