Каталитическое облагораживание нефтяного сырья с помощью гидроксилапатита

• Автор: Татауров, Кирилл Александрович
• Шифр специальности: 05.17.07
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 150 с. : ил.

Оглавление.
Введение

Глава 1. Обзор литературы. Переработка тяжелого нефтяного сырья ТНС

1.1. Тенденции развития нефтепереработки в мире.

1.2. Состояние и перспективы отечественной нефтепереработки.

1.3. ТНС.

1.3.1. Особенности ТНС.

1.3.2. Ресурсы ТНС.

1.4. Проблема Ме в ТНС.

1.4.1. ТНС как сырье для получения Ме

1.4.2. Последствия присутствия Ме в НС.

1.4.3. Влияние Ме на каталитические процессы.
1.4.4. Способы деметаллизации ДМ.
1.4.5. Технологии, основанные на адсорбционной ДМ
1.5. Контактные материалы
1.6. Выводы
Г лава 2. Характеристика сырья. Методы эксперимента и анализа
2.1. Характеристика сырья и реактивов
2.2. Методика синтеза реагентов
2.2.1. Синтез гидроксилапатита ГА и его модификация Мо.
2.2.2. Методика синтеза Месодержащих добавок
2.3. Методика проведения экспериментов.
2.3.1. ДМ
2.3.2. Гидроочистка ГО.
2.4. Методика анализа сырья и продуктов
2.4.1. Рентгенофазовый анализ
2.4.2. Атомноабсорционный анализ
2.4.3. Хроматографический анализ.
2.4.4. СН анализ.
Глава 3. Определение состава добавок и режимных параметров процесса
3.1. Выбор контактного материала
3.1.1. ГА.
3.1.2. Механизм адсорбции на ГА.
3.1.3. Вид контактного материала.
3.2. Выбор модельных соединений для ДМ
3.3. Выбор модельных соединений для ГО
3.4. Выбор каталитической добавки к ГА для проведения ГО
3.5. ГА как адсорбент ДМ ТНС.
3.6. ГА с добавкой Мо как катализатор ГО
3.7. Влияние дисперсности катализатора на эффективность ДМ
Глава 4. ДМ ТНС. Кинетика процесса
4.1. Планирование экспериментов и расчетов
4.2. ДМ модельного сырья. Базовая кинетическая модель процесса
4.3. Сравнение кинетики ДМ различных соединений Ме
4.4. Эксперименты с модельным сырьем с добавкой САВ.
4.5. Эксперименты с реальным сырьем.
Глава 5. ГО ТНС. Кинетика процесса
5.1. Определение оптимального содержания Мо в ГА
5.2. ГО модельного сырья
5.3. Эксперименты на модельном сырье с добавкой САВ.
5.4. Эксперименты на реальном ТНС.
Глава 6. Технологическое оформление предлагаемой технологии.
6.1. Существующие технологии переработки ТНС
6.2. Технологическое оформление процесса
6.3. Расчет реактора и стоимости катализатора
6.5. Сравнение ГА с другими сорбентами
Выводы.
Список литературы


САВ образуют дисперсную фазу нефтеподобной системы, в которой дисперсную среду составляют высокомолекулярные углеводороды, преимущественно гибридного строения, и S-содержащие соединения. Таблица 1. Свойства НО. Дисперсная фаза нефтеподобных систем характеризуется наличием большого количества конденсированных ареновых структур в составе смол, асфальтенов (количество ароматических ядер в молекуле 2,1-4,7) и Ме-органических соединений []. Благодаря своей макромолекулярной природе и химическому строению асфальтены характеризуются высокой склонностью к адсорбции на твердой поверхности и проявляют высокую реакционную способность в реакциях сшивки и конденсации. Показано, что при термической деструкции НО частицы кокса с максимальной скоростью зарождаются в ассоциатах асфальтенов. После коалесценции ассоциатов и выделения их в отдельную фазу рост коксовых частиц протекает путем хемосорбции асфальтенов с последующей конденсацией их на поверхности формирующейся твердой фазы. Одновременно Ме-содержащие соединения нефти, являясь наиболее реакционными компонентами, в первую очередь подвергаются термическим превращениям, которые завершаются образованием кокса. Перечисленные выше компоненты ТНС способствуют интенсивному закоксовыванию и отравлению катализаторов [, ]. По этой причине ТНС предварительно освобождают от САВ и Ме-органических соединений путем деасфальтизации, ДМ и ГО [, ]. Однако указанные процессы переработки и подготовки тяжелого сырья являются энергоемкими и не соответствуют требованиям экологической безопасности. Ресурсы ТНС. До середины в. Па-с). Доказанные остаточные извлекаемые с помощью существующих технологий запасы нефти оцениваются приблизительно в 2 млрд. Доказанные общие остаточные запасы нефти малой и средней вязкости в мире определены в размере 3,5 млрд. Сегодня структура мировых запасов нефти изменяется: уменьшается доля обычной нефти с вязкостью в пластовых условиях до мПа-с и растет доля ВВН и ПБ. В мире открыто свыше месторождений нефти высокой вязкости или находящейся в битуминозных породах, запасы которых определяются более чем в 0 млрд. Большая часть месторождений, почти %, расположена на континенте, а остальные - на шельфе. Несмотря на большие энергетические затраты по освоению ВВН и ПБ даже в современных условиях нестабильной рыночной конъюнктуры интерес в мире к этому стратегически значимому по величине запасов сырью все более возрастает. Мировое научное сообщество считает ВВН и ПБ одним из основных видов сырья для энергетики XXI века []. Анализ мировой добычи нефти различного качества показывает, что за 9-летний период (- гг. Мировая добыча нефти традиционного качества за этот же период увеличилась лишь в 1, раза. Добыча же ПБ в этот же период, вероятно, из-за конъюнктуры рынка, уменьшилась в 1,6 раза, но в г. Суммарно же добыча ВВН и ПБ составила ,1 % от годового производства нефти. В ближайшей перспективе удельный вес ВВН и ПБ в мировой добыче должен возрасти вследствие создания и усовершенствования технологий получения синтетической нефти средней плотности из ВВН и ПБ. Так, некоторое увеличение добычи ПБ отмечено с г. Венесуэле и Канаде стали получать синтетическую нефть средней плотности. Себестоимость добычи ВВН и ПБ в Канаде в г. Наиболее крупными запасами ВВН и ПБ располагают Венесуэла (около 0 млрд. Канада (около 0 млрд. Мексика, США, Россия, Кувейт, Китай []. Несмотря на значительные разведанные запасы ВВН и ПБ нефти Россия пока остается страной с «замороженными» возможностями в этой сфере. Между тем введение в разработку этих запасов с применением даже уже существующих технологий позволило бы России ежегодно дополнительно добывать - млн. Суммарные прогнозные ресурсы ПБ всех категорий по России оцениваются в ,5 млрд. Из них около % приходится на Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию (в основном на Татарстан - Ашальчинское, Аканское, Аксубаевское месторождения), около % - на Лено-Тунгусскую (в основном на Якутию - Оленекское месторождение), около 4% - на Тимано-Печорскую (Надейюское, Хаседаюское, Серенбойское месторождениия). А поскольку в остальных регионах поиски ПБ практически не проводились, то названная цифра представляет нижний предел оценок [,].