Мир нефтепродуктов, 2023, № 1

мир нефтепродуктов №1 2023

w w w . n e f t e m i r . r u

Учредитель 
воскресенская кристиана Александровна
Журнал зарегистрирован Государственным 
комитетом российской федерации по печати – 
свидетельство № 018580 от 5 марта 1999 г.

Издатель
© ооо Цоп «профессия» 
Генеральный директор огай А. и. 
Шеф-редактор воскресенская к. А.
помощник шеф-редактора Безель м. Г.
компьютерная верстка издательства. 
периодичность выпуска журнала 6 номеров в год. 

Контакты
190031, российская федерация, Санкт-петербург, 
Спасский пер., д. 2/44
e-mail: info@neftemir.ru 
Цена журнала – свободная
материалы, поступившие в редакцию, подлежат 
обязательному рецензированию
Заявленный тираж 1000 экз.
© Цоп «профессия», 2020. все права 
защищены. никакая часть издания не может быть 
воспроизведена в какой бы то ни было форме 
без письменного разрешения владельцев 
авторских прав. 
оформление, перевод: © Цоп «профессия», 2020

Founder
Voskresenskaia Kristiana Aleksandrovna
Journal registered in the State Committee 
of the Russian Federation for Press – 
Certificate No. 018580 of March 5, 1999.

Publisher
EPC "Professiya" 
CEO A. I. Ogay
Chief editor K. A. Voskresenskaia
Chief editor assistant M. G. Bezel.
Computer page makeup by publishing house. 
Frequency: monthly issues, 6 volumes per year. 

Contacts
190031, Russian Federation, St. Petersburg, 
Spasskii per. 2/44
e-mail: info@neftemir.ru 
© EPC "Professiya", 2020. All rights reserved 
(including those of translation into other languages). 
No part of this issue may be reproduced in any form 
by photoprinting, microfilm or any other means – nor 
transmitted or translated into a machine language 
without written permission from the publishers. 
Registered names, trademarks, etc. used in this 
magazine, even when not specifically marked as such, 
are not to be considered unprotected by law. 
Design, translation © EPC "Professiya", 2020

Scientific and technical journal 
''world oF Petroleum ProduCts''
научно-технический журнал 
«МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ»

w w w . n e f t e m i r. r u
3
мир нефтепродуктов №1 2023

w w w . n e f t e m i r . r u

СОДЕРЖАНИЕ

Журнал по решению ВАК Минобрнауки России включен в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, 
в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степеней кандидата 
и доктора наук».
Журнал включен в Российский индекс научного цитирования.

CONTENTS

нефтеХимиЯ: теХноЛоГиЯ, проЦеССЫ  

Котик А. Д., Крамской Н. В., Дьякова С. П., Критский В. В., Синькова В. К.   
Разработка технических решений по доведению качества выпускаемой продукции 
на газоперерабатывающих заводах до нормативных требований при проектной производительности

Вострикова Ю. В., Гершун А. В., Капустин В. М., Чередниченко К. А.  
Снижение коксообразования на установках висбрекинга гудрона при введении пассиватора 

Жумлякова М. А., Моршанская Ю. А., Ищейкина А. И., Галкина О. В., Еремин М. С., Хорошев Ю. Н.  
Оценка эффективности опытного пакета присадок к моторным маслам для современных 
бензиновых двигателей

Новоторжина Н. Н., Суджаев А. Р., Кязимзаде Ш. К., Сафарова М. Р., Гахраманова Г. А., Мустафаева Е. С.  
Синтез противозадирных присадок на основе толуолсульфохлорида иметил-, аллилксантогенатов

нефтепродуктЫ: СоСтАв, СвоЙСтвА, применение

Сафронов Е. М., Бугаев Е. С., Зуйков А. В., Ершов М. А., Капустин В. М.
Анализ перспектив производства и потребления нефтепродуктов в российской федерации

Нагиева Э. А., Кязим-заде А. К., Мамедова Р. А., Насирова С. И.
Среднещелочные алкилфенолятные присадки

ХиммотоЛоГиЯ

Лашхи В. Л., Чудиновских А. Л.
Принципы разработки комплекса методов оценки присадок к маслам

ХимиЯ и теХноЛоГиЯ топЛивА и вЫСокоЭнерГетиЧеСкиХ веЩеСтв

Соснина Д. В., Алтынов А. А., Богданов И. А., Киргина М. В.
Получение компонентов моторных топлив переработкой смесей прямогонной дизельной фракции 
и подсолнечного масла на цеолитном катализаторе

6

12

20

26

32

42

46

50

Petrochemistry: technology, Processes  

Kotik A. D., Kramskoy N. V., Dyakova S. P., Kritskiy V. V., Sinkova V. K.   
Development of Engineering Solutions on Upgrading Quality of Products up to Standard Requirements at 
Design Capacity at Gas Processing Plants

Vostrikova Y. V., Gershun A. V., Kapustin V. M., Cherednichenko K. A.  
Reducing Coke Formation at Visbreaking Units with the Introduction of a Passivator 

Zhumlyakova M. A., Morshanskaya Yu. A., Ishcheykina A. I., Galkina O. V., Eremin M. S., Khoroshev Yu. N.  
Evaluation of the Effectiveness of the Developed Package of Additives PH-SL for Engine Oils for Modern 
Gasoline Engines

Novotorzhina N. N., Sujayev A. R., Kazimzadeh Sh. K., Safarova M. R., Gakhramanova G. A., Mustafayeva Y. S.  
Synthesis of EP Additives Based on Toluene Sulfochloride and Methyl-, Allyl Xanthogenates

PetroleUm ProDUcts: comPosition, ProPerties AnD APPlicAtion

Safronov E. M., Bugaev E. S., Zuikov A. V., Ershov M. A., Kapustin V. M.
Analysis of Petroleum Product Production and Consumption Prospects in the Russian Federation

Nagiyeva E. A., Kazim-zadeh A. K., Mammadova R. A., Nasirova S. I.
Medium Alkaline Alkylphenolate Additives

chemotology

Lashkhi V. L., Chudinovskikh A. L.
Principles of Development of a Set of Methods for Assessing Additives to Oils

chemistry AnD technology of fUel AnD high-energy sUbstAnces

Sosnina D. V., Altynov A. A., Bogdanov I. A., Kirgina M. V.
Production Components of Motor Fuels by Processing Blends of Straight-run Diesel Fraction and Sunflower 
Oil on a Zeolite Catalyst

6

12

20

26

32

42

46

50

w w w . n e f t e m i r. r u

Scientific and technical journal 
''world oF Petroleum ProduCts''
научно-технический журнал 
«МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ»

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР

Капустин В. М. – д-р техн. наук, профессор, рГу 
нефти и газа (ниу) им. и. м. Губкина, 
москва, россия

РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ

Караханов Э. А. – д-р хим. наук, профессор, 
мГу им. м. в. Ломоносова, москва, россия 

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

Башкирцева Н. Ю. – д-р техн. наук, профессор,  
казанский национальный исследовательский 
технологический университет, казань, россия
Винокуров В. А. – д-р хим. наук, рГу нефти и газа 
(ниу) им. и. м. Губкина, москва, россия
Гришин Н. Н. – д-р техн. наук, профессор, 
25-й Госнии химмотологии мо рф, москва, россия
Егазарьянц С. В. – д-р хим. наук,
мГу им. м. в. Ломоносова, москва, россия
Ершов М. А. – канд. техн. наук, генеральный директор 
Центра мониторинга новых технологий, москва, 
россия
Золотов В. А. – д-р техн. наук, профессор, 
25-й Госнии химмотологии мо рф, москва, россия
Локтев А. С. – д-р хим. наук,
рГу нефти и газа (ниу) им. и. м. Губкина,
москва, россия
Лысенко С. В. – д-р хим. наук,
мГу им. м. в. Ломоносова, москва, россия 
Максимов А. Л. – член-корреспондент рАн, 
д-р хим. наук, инХС им. А. в. топчиева рАн, москва 
Митусова Т. Н. – д-р техн. наук, профессор,
Ао «внии нп», москва, россия
Рудяк К. Б. – д-р техн. наук, профессор, Генеральный 
директор ооо «рн-Цир», москва, россия
Серёгин Е. П. – д-р техн. наук, 
25-й Госнии химмотологии мо рф, москва, россия 
Соловьянов А. А. – д-р хим. наук, профессор, внии 
«Экология», москва, россия
Спиркин В. Г. – д-р техн. наук, профессор, рГу нефти 
и газа (ниу) им. и. м. Губкина, москва, россия
У Вэй – профессор, институт химии, химической 
технологии и материаловедения Хэйлунцзянского 
университета, Харбин, кнр
Цветков О. Н. – д-р техн. наук, инХС 
им. А. в. топчиева рАн, москва, россия
Чернышева Е. А. – канд. хим. наук, рГу нефти и газа 
(ниу) им. и. м. Губкина, москва, россия
Чудиновских А. Л. – д-р техн. наук, генеральный 
директор Ао фирма «нАми-Хим», москва, россия
Ярославов А. А. – д-р хим. наук, член-корреспондент рАн,
мГу им. м. в. Ломоносова, москва, россия

EDITOR-IN-CHIEF

Prof. V. M. Kapustin – Gubkin Russian State University 
of Oil and Gas (National Research University), 
Moscow, Russia

EDITORIAL COUNCIL

Prof. E. A. Karakhanov – lomonosov Moscow State 
University, Moscow, Russia

EDITORIAL BOARD

Prof. N. Yu. Bashkirceva – Kazan National Research 
technological University, Kazan, Russia
E. A. Chernishova – Gubkin Russian State University 
of Oil and Gas (National Research University), Moscow, 
Russia
A. L. Chudinovskikh – Firm Nami-Chim ltd, Moscow, 
Russia
S. V. Egazar’yants – lomonosov Moscow State 
University, Moscow, Russia
M. A. Ershov – New technologies Watch Center, CEO, 
Moscow, Russia
N. N. Grishin – 25th State Research Institute of MD of 
Russian Federation, Moscow, Russia
Prof. A. S. Loktev – Gubkin Russian State University of 
Oil and Gas (National Research University), Moscow, 
Russia 
Prof. S. V. Lysenko – lomonosov Moscow State 
University, Moscow, Russia
Prof. RAS A. K. Maksimov – A. V. topchiev Institute of 
Petrochemical Synthesis, RAS, Moscow, Russia
Prof. T. N. Mitusova – All-Russian Research Institute of 
Oil Refining, Moscow, Russia
Prof. K. B. Rudyak – RN-CIR, CEO, Moscow, Russia
Prof. E. P. Seregin – 25th State Research Institute of MD 
of Russian Federation, Moscow, Russia
Prof. A. A. Solov’yanov – All-Russian Research Institute 
of Ecology, Moscow, Russia
V. G. Spirkin – Gubkin Russian State University of Oil 
and Gas (National Research University), Moscow, Russia
O. N. Tsvetkov – A. V. topchiev Institute of 
Petrochemical Synthesis, RAS, Moscow, Russia
V. A. Vinokurov – Gubkin Russian State University of Oil 
and Gas (National Research University), Moscow, Russia
Prof. Wu Wei – Institute of Chemistry, Chemistry 
technology and Materials Science, heilongjiang 
University, People’s Republic of China 
Prof. A. A. Yaroslavov – lomonosov Moscow State 
University, Moscow, Russia
Prof. V. A. Zolotov – 25th State Research Institute 
of Chemmotology of MD of the Russian Federation, 
Moscow, Russia

мир нефтепродуктов №1 2023

w w w . n e f t e m i r . r u

w w w . n e f t e m i r. r u

нефтеХимиЯ: теХноЛоГиЯ, проЦеССЫ

котик А. д., крамской н. в., дьякова С. п., критский в. в., Синькова в. к.
(оАо «внипинефть», москва)
E-mail: angelinakotik@vnipineft.ru

рАЗрАБоткА теХниЧеСкиХ реШениЙ 
по доведениЮ кАЧеСтвА вЫпуСкАемоЙ 
продукЦии нА ГАЗоперерАБАтЫвАЮЩиХ 
ЗАводАХ до нормАтивнЫХ треБовАниЙ 
при проектноЙ проиЗводитеЛЬноСти

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, газоперерабатывающий завод, установка аминовой очистки.

настоящая статья посвящена разработке технических решений по доведению качества очищенного попутного 
нефтяного газа до необходимых требований при проектной производительности установки в связи с изменением 
состава поступающего газа. произведен сравнительный анализ работы установок на состав газа, заложенный 
при разработке проектной документации, и на изменившийся со временем состав. разработаны технические 
решения по оптимизации работы блока аминовой очистки. в программной среде cпециализированного по созданы 
расчетные модели установки аминовой очистки газа. определены подходы к выбору технологического 
оформления установки очистки газа, обеспечивающей качество продукции при изменении состава поступающего 
на переработку попутного нефтяного газа. проведена оценка экономической эффективности данного 
проекта. принимая во внимание широкую распространенность установок аминовой очистки на газоперерабатывающих 
предприятиях пАо «нк «роснефть», следует признать, что разработанные решения могут быть экстраполированы 
на аналогичные установки.

удк 66                                                                                                     DOI: 10.32758/2782-3040-2023-0-1-6-11 

Введение
при поступлении на газоперерабатывающие 
заводы попутный нефтяной газ в первую очередь 
подвергается процессам очистки от нежелательных 
компонентов, главным образом от сероводорода 
и углекислого газа. Лидирующую позицию среди 
способов очистки природного газа от кислых компонентов 
уже на протяжении нескольких десятилетий 
занимают аминовые процессы.
Сероводород снижает активность катализаторов 
(вплоть до выхода их из строя). корродирующее действие 
сероводорода усиливается при повышении 
влажности газа и температуры. Сероводород в присутствии 
влаги вызывает активную коррозию металла, 
что плохо влияет на оборудование установки.
непрерывное изменение состава (и особенно 
увеличение доли кислых компонентов в попутном 
нефтяном газе, поступающем на переработку) в лучшем 
случае приводит к необходимости снижения 
производительности целого предприятия. отсутствие 
же требуемого технологического запаса установок 
аминовой очистки, а также несоответствие 

технологического оформления применяемым абсорбентам 
и специфике компонентного состава сырья 
неизбежно приводят к несоответствию качества 
продукции установленным требованиям.

Характеристика объектов исследования
объектами исследования в данной работе являются 
действующая установка очистки попутного 
нефтяного газа (пнГ) от сероводорода и двуокиси 
углерода (объект исследования № 1) и строящийся 
в рамках технического перевооружения новый блок 
абсорбционной очистки газа от сероводорода и двуокиси 
углерода (объект исследования № 2).
действующая установка и новый блок очистки 
газа предназначены для очистки пяти потоков газа, 
поступающих на ГпЗ:
– I, IV и V с давлением 0,31–0,45 мпа — газ первой 
ступени сепарации нефти;
– II с давлением 0,08–0,15 мпа — газ второй ступени 
сепарации нефти;
– III с давлением 0–0,015 мпа — газ третьей ступени 
сепарации нефти.

мир нефтепродуктов №1 2023

w w w . n e f t e m i r . r u

проектная мощность существующей установки 
очистки газа составляет 441,25 млн нм3/год пнГ  
с содержанием сероводорода 6,7–7,6 г/м3 и двуокиси 
углерода 9,43–15,9 г/м3.
режим работы непрерывный, круглосуточный, 
8472 ч/год.
потоки I, III, IV и V газа смешиваются и поступают 
на установку. предварительно газ подвергается 
сепарации на площадке приемных сепараторов, 
поток III газа подвергается компримированию до 
давления 0,48 мпа.
очистка смеси газов потоков I, III, IV и V осуществляется 
в абсорбере высокого давления при 0,37 мпа. 
Газ потока II очищается в абсорбере низкого давления 
при 0,15 мпа.
при этом в абсорбер высокого давления поступает 
35 416,7 нм3/ч сырьевого потока газа, а в абсорбер 
низкого давления — 16 666,7 нм3/ч газа.
проектная мощность нового блока абсорбционной 
очистки пнГ от сероводорода и двуокиси 
углерода составляет 450 млн нм3/год пнГ с содержанием 
сероводорода 1,16 %мол.
диапазон работы оборудования варьируется от 50  
до 110 % производительности.
режим работы блока непрерывный, круглосуточный, 
8520 ч/год.
Сырьем блока является смесь газов всех пяти 
потоков.
очистка смесевого газа на новом блоке осуществляется 
в абсорбере при давлении 0,6 мпа.
как на существующей установке, так и на строящемся 
блоке в качестве абсорбента применяется 
водный раствор моноэтаноламина (мЭА) с концентрацией 
15 %масс.

Оценка работоспособности исследуемых объектов 
при изменившемся составе ПНГ
в связи с изменением состава пнГ, поступающего 
на газоперерабатывающий завод, в том числе 
с увеличением в его составе содержания кислых 
компонентов по сравнению с проектными значени-

ями, потребовалось провести проверку работоспособности 
существующей установки и нового блока 
очистки газа с учетом измененного состава газа 
при сохранении их проектной мощности, параметров 
технологического процесса и качества сухого 
отбензиненного газа согласно требованиям Сто Газ- 
пром 089-2010 по массовой концентрации сероводорода 
не более 0,007 г/м3.
для выполнения данной проверки была создана 
расчетная модель процесса аминовой очистки 
попутного нефтяного газа с использованием специализированного 
по. моделирование процесса 
аминовой очистки производилось с помощью термодинамического 
пакета, применяемого для кислых 
сред. оно осуществлялось с учетом фактических 
характеристик технологического оборудования  
и реальных режимных технологических параметров 
(для действующей установки) или проектных данных (
для строящегося блока очистки газа).
оценка работоспособности исследуемых объектов 
проводилась с учетом как текущего изменения 
компонентного состава пнГ, так и перспективного 
изменения состава потока V в связи с прогнозируемым 
увеличением в его составе содержания сероводорода 
и диоксида углерода.
при создании расчетных моделей состав сырья 
рассматриваемых объектов был определен на основании 
данных по компонентному составу попутного 
нефтяного газа за период 2019–2021 гг., а также 
с учетом прогнозируемого на период до 2040 г. 
содержания сероводорода и диоксида углерода 
в пнГ.
текущий состав потоков попутного нефтяного 
газа представлен в табл. 1.
перспективный состав потоков пнГ с прогнозируемым 
содержанием сероводорода и диоксида 
углерода в потоке V представлен в табл. 2.
в абсорбер высокого давления существующей 
установки аминовой очистки поступает смесь потоков 
I, III, IV и V газа со следующим соотношением расходов 
потоков: I — 25 %, III — 8 %, IV — 27 %, V — 40 %.

Таблица 1

Текущий состав потоков ПНГ, %об.

компоненты
поток

I
II
III
IV
V

метан
1,485
34,615
14,325
41,370
50,125

Этан
18,200
21,155
28,00
24,640
15,930

пропан
54,445
18,815
33,080
15,350
13,900

изобутан
7,090
2,635
4,575
1,835
1,695

н-Бутан
13,580
5,845
9,285
4,140
3,310

изопентан
1,300
1,340
1,620
0,880
0,640

н-пентан
0,870
1,220
1,160
0,870
0,485

С6
0,130
0,810
0,590
0,590
0,310

кислород
0,010
0,020
0,140
0,020
0,105

Азот
0,080
10,785
2,975
11,670
11,075

Сероводород
2,420
1,530
2,460
0,610
1,585

диоксид углерода
0,390
1,230
1,090
1,025
0,835

w w w . n e f t e m i r. r u

в абсорбер нового блока очистки газа поступает 
смесь пяти потоков со следующим соотношением 
расходов: I — 17,1 %, II — 31,6 %, III — 5,5 %, IV — 18,5 %,  
V — 27,4 %.
изменение содержания кислых компонентов  
в текущем и перспективном составе пнГ по сравнению 
с проектными значениями отражено в табл. 3.

Результаты моделирования существующей установки 
на текущий состав ПНГ
в результате моделирования действующей установки 
выявлено следующее:
1. Загрузка насыщенного амина кислыми компонентами 
значительно превышает рекомендуемое 
значение в 0,35 моль/моль мЭА, подтвержденное 
авторами публикации [1], в особенности для абсорбера 
высокого давления. превышение загрузки 
мЭА по кислым компонентам увеличивает риск 
возникновения коррозии технологического оборудования. 
Автор экспериментально доказал значительный 
рост деградации мЭА при увеличении 
загрузки по CO2 выше 0,2 моль/моль даже в отсутствие 
сероводорода.
2. рефлюксное число в регенераторе (отношение 
мольного расхода воды, возвращаемой в регенератор, 
к мольному расходу кислых газов из емкости 
орошения) превышает значение 4, подтвержденное 
авторами [2]. рефлюксное число — это мера 
нагрузки на куб регенератора. превышение данного 
показателя связано с близостью степени 
насыщения богатого амина к рекомендованному 
значению и малым числом ступеней контакта.

3. установка аминовой очистки отличается значительным 
запасом поверхности абсорбционного 
оборудования (69 контактных устройств колпачко-
вого типа на три абсорбера) и отсутствием технологического 
запаса блока регенерации абсорбента 
с 16 внутренними контактными устройствами  
в десорбере. в результате при очистке попутного 
нефтяного газа текущего состава с повышенным 
содержанием кислых компонентов низкая эффективность 
десорбера и высокая степень насыщения 
мЭА компенсируются избыточной поверхностью 
абсорберов и достаточно высокой тепловой нагрузкой 
десорбера, которая составляет порядка 8,3 мвт.  
Стоит отметить, что использование водяного пара 
среднего давления в качестве теплоносителя позволяет 
обеспечить достаточно мягкий нагрев мЭА без 
интенсификации процессов его деградации.

Результаты моделирования существующей 
установки с учетом перспективного состава газа 
потока V
в сравнении с текущим, перспективный состав 
газа потока V отличается бóльшим содержанием 
кислых компонентов. ввиду невозможности вовлечения 
в переработку всего объема газа потока V 
перспективного состава расчет произведен на текущий 
состав потоков I–IV пнГ с максимально возможной 
производительностью по газу потока V  
при одновременном доведении показателей качества 
до нормативных требований.
в результате моделирования было выявлено следующее:


Таблица 2

Перспективный состав потоков ПНГ, %об.

компоненты
поток

I
II 
III
IV
V

метан
1,485
34,615
14,325
41,370
49,367

Этан
18,200
21,155
28,00
24,640
15,689

пропан
54,445
18,815
33,080
15,350
13,690

изобутан
7,090
2,635
4,575
1,835
1,669

н-Бутан
13,580
5,845
9,285
4,140
3,260

изопентан
1,300
1,340
1,620
0,880
0,630

н-пентан
0,870
1,220
1,160
0,870
0,478

С6
0,130
0,810
0,590
0,590
0,305

кислород
0,010
0,020
0,140
0,020
0,103

Азот
0,080
10,785
2,975
11,670
10,908

Сероводород
2,420
1,530
2,460
0,610
2,500

диоксид углерода
0,390
1,230
1,090
1,025
1,400

Таблица 3

Изменение содержания кислых компонентов в суммарном потоке ПНГ, %мол. (г/м3)

компонент
проектное значение
текущее 
значение
перспективное 
значение
действующая установка 
очистки пнГ
новый строящийся 
блок очистки пнГ

h2S
0,54 (7,6)
1,16 (16,4)
1,6 (22,6)
2,1 (29,7)

CO2
0,87 (15,9)
0,8 (14,6)
1,0 (18,3)
1,5 (27,4)

h2S + CO2
1,41 (23,5)
1,96 (31,0)
2,6 (40,9)
3,6 (57,1)

нефтеХимиЯ: теХноЛоГиЯ, проЦеССЫ

мир нефтепродуктов №1 2023

w w w . n e f t e m i r . r u

1. максимальная производительность по пото- 
ку V газа перспективного состава с одновременным 
достижением требуемых показателей очистки 
составляет 7000 нм3/ч, что эквивалентно 49,7 % его 
проектного расхода.
2. насыщение амина кислыми компонентами до 
значения 0,53 моль/моль мЭА значительно превышает 
рекомендуемое значение [1]. при этом данный 
показатель совпал со степенью насыщения амина 
при переработке пнГ текущего состава при проектной 
производительности (вариант 1).
3. основной лимитирующий фактор эффективной 
работы установки — превышение допустимой 
степени насыщения мЭА при заданных характеристиках 
регенератора, что приводит к невозможности 
регенерировать амин до требуемого значения 
насыщения 0,01 моль/моль мЭА. таким образом, 
при достижении степени насыщения амина до значения 
0,53 моль/моль мЭА и при его циркуляции  
с расходом порядка 44 м3/ч увеличение содержания 
кислых компонентов в потоке V газа будет приводить 
к получению некондиционной продукции при 
сохранении проектной производительности.
Следует учесть и тот факт, что расчет производился 
на 15%-ный раствор «чистого» мЭА (без учета 
его деградации). в действительности мЭА будет 
подвержен различным типам деградации. продукты 
деградации химически менее активны; накапливаясь, 
они существенно ухудшают абсорбционные  
и физические свойства раствора абсорбента (повышают 
вязкость и снижают коэффициент теплопроводности) [
3].

Результаты моделирования блока абсорбционной 
очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода 
на текущий состав ПНГ
в ходе выполнения расчета блока абсорбционной 
очистки газа на текущий состав пнГ была определена 
максимально возможная производительность 
блока, при которой качество СоГ соответствова- 
ло бы требованиям Сто Газпром 089-2010.
в результате моделирования было выявлено следующее:

1. максимально возможная производительность 
блока абсорбционной очистки пнГ текущего состава 
составляет 102,6 % от проектной, что меньше максимальной 
производительности 110 %, предусмотренной 
в проектной документации.
2. насыщение амина кислыми компонентами до 
значения 0,43 моль/моль мЭА превышает рекомендуемое 
значение в 0,35 моль/моль мЭА [1]. при таких 
высоких степенях насыщения мЭА кислыми газами, 
помимо деградации, в нижней части абсорбера раствор 
мЭА работает практически на пределе своего 
максимального насыщения, а уменьшенная поглотительная 
способность, в свою очередь, приводит 
к увеличению содержания кислых компонентов  
в очищенном газе.
3. таким образом, лимитирующим фактором эффективной 
работы блока является достижение степени 
насыщения амина до значения 0,43 моль/моль мЭА 
при его циркуляции с расходом порядка 60 м3/ч амина, 

в связи с чем очистка пнГ текущего состава при производительности 
в 110 % от проектной будет приводить 
к получению некондиционной продукции.

Результаты моделирования блока абсорбционной 
очистки газа от сероводорода и двуокиси 
углерода с учетом перспективного состава газа 
потока V
Был проведен дополнительный расчет по определению 
максимально возможного вовлечения 
газа потока V перспективного состава с сохранением 
проектных расходов I–IV потоков пнГ.
расчет показал, что максимально допустимое 
количество газа потока V перспективного состава, 
вовлекаемого в процесс очистки (с учетом возможности 
доведения качества СоГ до требований Сто Газ- 
пром 089-2010), составляет 54 %.
в результате моделирования было выявлено следующее:

1. максимальная производительность блока 
абсорбционной очистки с учетом вовлечения пото- 
ка V пнГ перспективного состава составляет  
84,5 % от проектной — при снижении производительности 
только потока IV газа перспективного  
состава. при этом расходы потоков I–IV пнГ сохраня- 
ются на уровне проектных значений, а расход по- 
тока V составляет 54 % от перспективного значения.
2. Загрузка насыщенного амина кислыми компонентами 
составляет порядка 0,43 моль/моль 
мЭА, что превышает рекомендуемое значение  
в 0,35 моль/моль мЭА [1]. при таких высоких степенях 
насыщения мЭА кислыми газами, помимо 
деградации, в нижней части абсорбера раствор мЭА 
работает практически на пределе своего максимального 
насыщения, а уменьшенная поглотительная  
способность, в свою очередь, способствует увеличению 
содержания кислых компонентов в очищенном 
газе.
3. таким образом, лимитирующим фактором 
эффективной работы блока является достижение степени 
насыщения амина до значения 0,43 моль/моль  
мЭА при его циркуляции с расходом порядка 60 м3/ч 
амина, в связи с чем очистка пнГ перспективного 
состава с производительностью выше указанной  
в п. 1 будет приводить к получению некондиционной 
продукции.

Технические решения по оптимизации работы 
строящегося блока аминовой очистки ПНГ
основные мероприятия по повышению эффективности 
работы строящегося блока аминовой 
очистки пнГ связаны с увеличением его производительности 
до проектных значений при условии 
его адаптации к переработке сырья с прогнозируемым 
увеличением содержания кислых компонентов 
в попутном нефтяном газе. в связи с тем, 
что ни одна из рассматриваемых в данной работе 
установок не позволяет вовлекать в переработку 
газ перспективного состава (поток газа V) в полном 
объеме, предлагается оптимизировать блок 
абсорбционной очистки газа от сероводорода  
и двуокиси углерода (блок технического перево-

w w w . n e f t e m i r. r u

оружения) за счет внедрения в технологическую 
схему следующего оборудования:
1) замена абсорбера строящегося блока аминовой 
очистки пнГ на абсорбер высокого давления 
существующей установки;
2) замена печи прямого нагрева мЭА ребойле-
рами, теплоносителем в которых является водяной 
пар среднего давления.
наряду с вышеперечисленными мероприятиями, 
предлагается произвести увеличение расхода мЭА 
на 10 %, что предусмотрено в проектной документации 
при работе установки на 110%-ную производительность 
по сырьевому пнГ.
оптимизированная технологическая схема представлена 
на рисунке.
в ходе расчета оптимизированного блока абсорбционной 
очистки от сероводорода и двуокиси 
углерода вовлечение в процесс потока V газа перспективного 
состава с одновременным достижением 
требуемых показателей очистки увеличилось 
с 54 до 97 % и составило 14 000 нм3/ч; при этом производительность 
по смесевому сырью увеличилась 
с 84,5 до 99,1 % и составила 52 357 нм3/ч.
при данной производительности содержание 
сероводорода в очищенном газе достигнет 6,3 объемных 
ppm, а степень насыщения мЭА — 0,41.

Выводы
1. проведен поверочный расчет основного технологического 
оборудования; созданы расчетные 
модели существующей установки очистки газа от 
сероводорода и двуокиси углерода, а также блока 
технического перевооружения.
2. проведена оценка работоспособности оборудования 
исследуемых объектов с учетом как объемов 
пнГ, планируемых к поставке, так и перспективного 
состава пнГ по следующим вариантам:

– вариант № 1 — расчет на текущий состав пнГ 
при производительности в 100 % от проектной;
– вариант № 2 — расчет с учетом перспективного 
состава потока V газа.
3. разработаны технические решения по оптимизации 
исследуемых объектов с целью увеличения 
производительности до проектных значений с учетом 
вовлечения пнГ с повышенным содержанием 
кислых компонентов.

Список литературы
1. Michael h. Sheilan, Ben h. Spooner, Egber van hoorn. 
Amine treating and Sour Water Stripping. Calgary: Amine 
Experts, 2005. 520 p.
2. Chevron Research and technology Company (light 
hydrocarbon Processing team). Amine treating best oper-
ating practices resource guide. Richmond, 1994. 580 p.
3. Лаврентьев и. А., Александров в. м. деградация 
этаноламинов при абсорбционной очистке газов. 
Способы регенерации. особенности восстановленных 
мЭА, дЭА и мдЭА // Химическая техника. 2017. 
№ 11. C. 40–42.

Kotik A. d., Kramskoy N. V., dyakova s. P., Krits-
kiy V. V., sinkova V. K.
(OAO “VNIPIneft”, Moscow)

development of engineering solutions on upgrad-
ing Quality of Products up to standard requirements 
at design Capacity at Gas Processing Plants

Keywords: associated petroleum gas, gas process-
ing plant, amine treatment unit.

Abstract
the article is dedicated to development of engineer-
ing solutions to upgrade the quality of treated asso-

нефтеХимиЯ: теХноЛоГиЯ, проЦеССЫ

оптимизированная схема блока абсорбционной очистки от сероводорода и двуокиси углерода

мир нефтепродуктов №1 2023

w w w . n e f t e m i r . r u

ciated petroleum gas as required at design capacity 
of the unit due to changed composition of supplied 
gas. Comparative analysis of operation of the unit has 
been performed using gas composition assumed as 
engineering documentation was developed and gas 
composition that has changed in the course of time. 
Engineering have been developed to optimize the 
operation of amine treatment section. Design mod-
els of gas amine treatment unit have been created 
in specialized software environment. Approaches to 
selection of process configuration of gas treatment 
unit have been defined in order to ensure required 
quality of products at changed composition of asso-
ciated petroleum gas supplied to processing. Evalu-
ation of economic efficiency of this project has been 
checked. taking into account widespread use of amine 
treatment units at Rosneft’s gas processing facilities it 
shall be recognized that developed engineering solu-
tions may be extrapolated to similar units.

references
1. Michael h. Sheilan, Ben h. Spooner, Egbert van 
hoorn. Amine treating and Sour Water Stripping. Cal-
gary: Amine Experts, 2005. 520 p.
2. Chevron Research and technology Company 
(light hydrocarbon Processing team). Amine treating 
best operating practices resource guide. Richmond, 
California. 1994. 580 p.
3. lavrentev I. A., Aleksandrov V. M. Ethanolamine 
Degradation at Absorption Gas Sweetening. Regen-
eration Methods. Peculiarities of Reduced MEA, DEA 
and MDEA // Chemical Engineering. 2017. No. 11.  
Pp. 40–42.

w w w . n e f t e m i r. r u

нефтеХимиЯ: теХноЛоГиЯ, проЦеССЫ

вострикова Ю. в.; Гершун А. в.; капустин в. м., д-р техн. наук; Чередниченко к. А., канд. хим. наук 
(рГу нефти и газа (ниу) имени и. м. Губкина, москва)

СниЖение кокСооБрАЗовАниЯ 
нА уСтАновкАХ виСБрекинГА ГудронА 
при введении пАССивАторА

Ключевые слова: висбрекинг, коксообразование, коксоотложение, термическая обработка углеводородного 
сырья, пассиватор, гудрон.

на основе анализа применения разрабатываемых добавок, служащего для снижения отложения кокса на 
металлической пластине в процессе висбрекинга гудрона, была определена эффективность серо- и фосфорсодержащих 
реагентов.
в лабораторных условиях было исследовано влияние серо-, фосфорсодержащих соединений, а также реагентов, 
содержащих в своем составе азот и кислородсодержащие соединения, на процесс отложения кокса 
на металлической пластине в процессе висбрекинга.
проанализирован процесс коксоотложения гудрона в процессе висбрекинга в присутствии разработанных 
пассиваторов, в количестве 5, 10, 15 ppm при предварительной обработке реактора и металлической пластины 
в течение 24 ч.
исследование процесса осуществляли на лабораторной установке периодического коксования при соответствующих 
температурных условиях.
показано, что применение в качестве пассиваторов разработанных реагентов (п1, п2, п3, п4) в процессе 
висбрекинга гудрона способствует снижению адгезионной способности металла к отложению кокса в зависимости 
от концентрации в течение времени предварительной обработки, составляющем 24 ч.

удк 66.011                                                                                      DOI: 10.32758/2782-3040-2023-0-1-12-18

Введение
отложение кокса на стенках оборудования — 
это серьезная проблема для современной нефте- 
перерабатывающей промышленности. коксо-
отложение означает сокращение межремонтного 
пробега установки, а следовательно, и срока ее 
службы. в рамках цепочки глубокой переработки 
нефти особого внимания в этом контексте заслуживает 
блок висбрекинга. в процессе переработки 
гудрона происходит постепенное отложение кокса 
на стенках змеевика печи, реактора и колонны.
висбрекинг проводится в жидкой фазе при температурах 
400–500 °С и давлении 0,5–3 мпа. время 
пребывания в зоне реакции варьируется от 2 до 
30 мин. при висбрекинге происходит превращение 
высокомолекулярных углеводородов в асфаль-
тены с последующим превращением в коксовые 
частицы [1–5].
наиболее уязвимая зона для очистки — змеевики 
печей. в промышленности часто применяется 
гидромеханическая очистка с помощью скребера  
с мягким сердечником компании ооо «мАГикрот». 

такой вид очистки наиболее удобный, но сам процесс 
дорогостоящий. Чаще всего реактор на производстве 
подвергается паровыжигу или очистке 
водой под давлением для избавления от отложений 
кокса [6–9].
если рассматривать процесс очистки оборудования 
от кокса с точки зрения повреждения металла, 
то после удаления продуктов уплотнения на стенках 
оборудования образуются микросколы. Сырье 
процесса висбрекинга — это гудрон, мазут и вакуумный 
газойль. данный вид сырья содержит небольшое 
количество хлорных и сернистых соединений. 
полученные во время такой очистки сколы могут 
способствовать коррозионной активности оголенного 
металла. не стоит забывать и о коррозии оборудования 
под отложениями кокса.
как следствие, наиболее перспективными представляются 
химические способы защиты оборудования, 
постепенно вводимые в производство, 
обеспечивающие пассивацию поверхности и снижающие 
коррозию металла (в частности, пассиватор 
и ингибитор коксообразования) [10–12].