Способ переработки нефти
Изобретение относится к нефтехимии, в частности к переработке нефти. Цель изобретения -- упрощение технологии процесса . Переработку нефти ведут путем ее нагрева, испарения на жидкую и паровую фазы, разделения их в присутствии водородсодержащего газа на парогазовую и жидкую фракции. Водородсодержащий газ нагревают до температуры на 100 - 200° С выше температуры нагрева нефти. Стадию разделения на фракции проводят при раздельном контактировании нагретого водородсодержащего газа с жидкой и паровой фазами. Парогазовую фракцию подвергают ступенчатому охлаждению и сепарации с получением жидкой фазы сепарации углеводродного газа и еодородсодержащего газа. Последний после очистки нагревают и возвращают на стадию разделения, а жидкую фракцию разделения совместно с жидкой фазой сепарации направляют на ректификацию с получением, целевых демеркаптанизированных продуктов . 1 ил., 1 табл. сл
союз советских социалистических
РЕСПУБЛИК (я)ю С 10 G 47/22
ГОСУДА P СТ В Е ННЫ Й КОМИТЕ Т
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ с
- -: t"<
Ь
О
4 о
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4750355/04 (22) 19.09.89 (46) 30.09.91. Бюл. Ф 36 (71) Грозненский нефтяной институт (72) В.В. Столяров, Г.В. Тараканов и А.К. Мановян (53) 665.658 (088.8) (56) Берг Г.А., Хабибулин С,Г, Каталитическое гидрооблагораживание нефтяных остатков. Л.: Химия, 1986, с. 160 — 162, Патент США |ч 4424117, кл. С 10 G 65/04, 1982. (54) СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтехимии, в частности к переработке нефти. Цель изобретения — упрощение технологии процесса. Переработку нефти ведут путем ее .нагрева, испарения на жидкую и паровую
Изобретение относится к переработке нефти с высоким содержанием меркаптановой серы и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.
Цель изобретения — упрощение технологии процесса, На чертеже изображена схема устройства для реализации предлагаемого способа.
Сырье (нефть) нагревают, подают по линии 1 в печь 2, где нагревают до 300—
350 С и подают на контактные устройства (тарелки или насадка) в испаритель 3, выполняющий одновременно роль реакционного аппарата. Туда же подают разогретый до 450 — 550 С в печи 4 по линиям 5, б и 7 водородсодержащий газ так, чтобы обеспе„„ЯУ „, 1680760 А1 фазы, разделения их в присутствии водородсодержащего газа на парогазовую и жидкую фракции. Водородсодержащий гаэ нагревают до температуры на 100 — 200 С выше температуры нагрева нефти. Стадию. разделения на фракции проводят при раздельном контактировании нагретого водородсодержащего газа с жидкой и паровой фазами. Парогазовую фракцию подвергают ступенчатому охлаждению и сепарации с получением жидкой фазы сепарации углеводродного газа и водородсодержащего газа, Последний после очистки нагревают и возвращают на стадию разделения, а жидкую фракцию разделения совместно с жидкой фазой сепарации направляют на ректификацию с получением целевых демеркаптанизированных продуктов. 1 ил„1 табл. чить контакт последнего как с жидкой фазой нефти (линия 5), так и с паровой фазой нефти (линии б и 7). После испарителя гаэопаровую фракцию охлаждают в теплообменнике 8 до
200 — 280 С и разделяют в горячем сепараторе 9 высокого давления на гаэопаровую фазу, отводимую по линии 10, и жидкую фазу, отводимую по линии 11. Газопаровую фазу охлаждают до 40 — 50 С в теплообмено
° аеас нике 12 и в холодном сепараторе 13 высокого давления разделяют с получением по линии 14 водородсодержащего газа и по линии 15 жидкой фазы. Водородсодержащий газ очищают от сероводорода на блоке
16, компримируют, а затем возвращают по линии 17 в лечь 4. Жидкую фазу дросселиру1680760 ют до 0,2 — 0,4 МПа клапаном 18 и в холодном сепараторе 19 низкого давления отдляют по линии 20 углеводородный газ от жидкой фазы, отводимой по линии 21, которую нагревают в теплообменниках 12 и
8 до 350 — 380" С и смешивают с дросселированной клапаном 22 жидкой фазой сепаратора 9.
Полученную смесь (жидкую фазу сепарации) по линии 23 с температурой 300—
360 С подают в ректификационную колонну 24. Ниже ввода жидкой фазы сепарации на 10 — 1? тарелки в ректификационную колонну 24 подают из испарителя 3 через клапан 25 жидкую фазу нефти, В низ колонны 24 для отпарки легких фракций по линии
26 подают нагретый втеплообменнике 27 водородсодержащий газ (отдув). В результате ректификации получают узкие фракции бензина, керосина, дизельного топлива и мазута, отводимые соответственно по линиям
28, 29, 30 и 31. При этом вывод дизельного топлива осуществляют между вводами в колонну?4 жидкой фазы сепарации и жидкой фракции нефти. С верха ректификационной колонны по линии 32 отводят смесь паров и
ВСГ, конденсируют в конденсаторе-холодильнике 33, напрзвляют в сепаратор 34, полученный при этом ВСГ компримируют компрессором 35 и по линии 36 возвращают на блок tá очистки, Пример 1. Нефть с содержанием меркаптановой серы 0,042 мас. в количестве 375 т/ч нагревают до 350 С и в парожидком состоянии подают в испаритель для раздельного контактирования паровой и жидкой фаз с разогретым в печи до 500 С водородсодержащим газом (В СГ). Один поток ВСГ (в количестве до 30 от общего расхода) подают под контактные устройства для контактирования с жидкой фазой нефти.
В результате кон акта от жидкой нефти дополнительно отделяется (испаряется) утяжеленная паровая фаза, смешиваемая затем с легкой паровой фазой в зоне подачи сырья в испаритель с получением паровой фазы нефти.Паровую фазу нефти ступенчато контактируют с оставшейся частью ВСГ, подаваемого по линиям 6 и 7 в верхнюю часть испарителя, в результате чего температура этих паров повышается до 370 С, при этом меркаптаны превращаются в сероводород, На выходе из испарителя получают
324 т/ч газопаровой фракции (общее количество подаваемого в реакционный аппарат
ВСГ составляет 55,2 т/ч). Получаемую газопаровую. фракцию охлаждают до 250 С и разделяют в горячем сепараторе с получением 16,2 т/ч жидкой фазы и паровой фазы, 10
15 дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора и полученную жидкую фа20
50 которую доохлаждают до 400. С и отделяют от водородсодержащего газа (55,2 т/ч) жидкую фазу в сепараторе высокого давления в количестве 252,6 т/ч. Полученную жидкую фазу дросселируют до 0.3 МПа и в сепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа, Углеводородный газ и водародсодержащий газ очищают от сероводорода и последний после компримирования до 2,5 МПа возвращают на нагрев в печь, Стабильную жидкую фазу сепаратора низкого давления в количестве 247 т/ч нагревают в теплообменниках до 320 С, смешивают с эу сепарации (253,2 т/ч) HBllpBBëÿþò с температурой 300 С в ректификационную колонну. Туда же направляют 106,2 т/ч дросселирован ной до 0,2 МПа жидкой фракции из испарителя с температурой 360 С, В результате разделения в ректификационной колонне получа1от 125,4 т/ч бензина, 65 т/ч керосина (содержание мерка птановой серы 0,0025 мас. ), 74 т/ч дизельного топлива и 105 т/ч мазута. В низ ректификационной колонны подают
0,07 т/ч нагретого ВСГ из блока очистки для обеспечения отпарки легких фракций, Глубина удаления меркаптановой серы из бензиновой и керосиновой фракций составляет 96 мас., общей серы из жидкой фазы сепарации — 54 мас. . Основные показатели работы установки по примеру 1 приведены в таблице, Пример 2. Нефть по примеру 1 в количестве 375 т/ч нагревают в печи до 350 С и подают в испаритель для контактирования с 55,2 т/ч нагретого до 450 С ВСГ, Получаемую в количестве 330,2 т/ч реакционную смесь (паровую фазу) охлаждают до
250 С и разделяют в горячем сепараторе с получением 16,0 т/ч жидкой фазы и паровой фазы, которую доохлаждают до 40" С и отделяют от ВСГ (55,2 т/ч) жидкую фазу в сепараторе высокого давления в количестве
259,0 т/ч. ВСГ после очистки в количестве
55,2 т/ч комп римируют до 1,0 МПа и возвращают на нагрев в печь. Полученную жидкую фазу дросселируют до 0,3 МПа и в сепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа.
Жидкую фазу из сепаратора низкого давления в количестве 253,4 т/ч нагревают до 320 С и смешивают с дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора.
Полученную при этом жидкую фазу сепарации (269,3 т/ч) направляют с температурой
298 С в ректификационную колонну, Туда же направляют 100,0 т/ч дросселированной
1680760 до 0,2 МПа жидкой фракции, из испарителя с температурой 353 С.
В результате разделения в ректификационной колонне получают 125,4 т/ч бензина, 63 т/ч керосина (содержание 5 меркаптановой серы 0,0025 мас. ), 76,0 т/ч дизельного топлива и 105 т/ч мазута. В низ колонны подают 0,07 т/ч ВСГ. Глубина удаления меркэптановой серы 92 мас., общей серы 44 мас. (из жидкой фазы 10 сепарации). Основные показатели работы установки по примеру 2 приведены в таблице, Пример 3. Нефть по примеру 1 в количестве 375 т/ч нагревают в печи до 350 С 15 и подают в испаритель для контактирования с 55,2 т/ч нагретого до 550" С ВСГ, Получаемую в количестве 323,2 т/ч реакционную смесь (паровую фазу) охлаждают до
250 С и разделяют в горячем сепараторе с 20 получением 16,5 т/ч жидкой фазы и паровой фазы, которую доохлаждают до 40 С и отделяют от ВСГ (55,2 т/ч) жидкую фазу в сепараторе высокого давления в количестве
251,5 т/ч. ВСГ после очистки в количестве 25
55,2 т/ч комп римируют до 4,0 МПа и возвращают на нагрев в печь, Полученную жидкую фазу дросселируют до 0,3 МПа и в сепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа. Жидкую 30 фазу из сепаратора низкого давления в количестве 245,9 т/ч нагревают до 320 С и смешивают с дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора, Полученную жидкую фазу сепарации (262,4 т/ч) направ- 35 ляют с температурой 305 С в ректификационную колонну. Туда же направляют
107,0 т/ч дросселированной до 0,2 МПа жидкой фракции из испарителя с температурой 366 С, В результате разделения 40 в ректификационной колонне получают
125,4 т/ч бензина, 66,0 т/ч керосина (содержание меркаптановой серы 0,0022 мас, ), 73,0 т/ч дизельного топлива и 105 т/ч мазута. В низ колонны подают 0,07 т/ч ВСГ.
Глубина удаления меркаптановой серы
98 мас., общей серы 60 мас,7ь (из жидкой фазы сепарации). Основные показатели работы по примеру 3 приведены в таблице, Таким образом, предлагаемый способ позволяет упростить технологию процесса за счет исключения использования катализатора, снижения режимных условий, в частности давления, уменьшения затрат тепловой энергии на 0,6 — 5,5 отн., увеличения приблизительно в 3 раза межремонтного пробега ректификационной колонны. При этом содержание маркаптанов в бензине составляет следы, в керосине — 0,0022 мас., в дизельном топливе—
0,003 мас. .
Формула изобретения
Способ переработки нефти путем ее нагрева, испарения на жидкую и паровую фазы, разделения их в присутствии водородсодержащего газа на парогазовую и жидкую фракции, отличающийся тем, что, с целью упрощения технологии процесса, водородсодержащий газ нагревают до температуры на 100 — 200 С выше температуры нагрева нефти, стадию разделения на фракции проводят при раздельном контактировании нагретого водородсодержащего газа с жидкой и паровой фазами, полученную при разделении парогазовую фракцию подвергают ступенчатому охлаждению и сепарации с получением жидкой фазы сепарации углеводородного газа и водородсодержащего газа, последний после очистки нагревают и возвращают на стадию разделения, а жидкую фракцию разделения совместно с жидкой фазой сепарации направляют на ректификацию с получением целевых демеркаптанизированных продуктов.
1680760
Показатели о
Температура, С:
380 нагрев нефти
350
350
380
450
550 щего газа в испарителе
363
370
376
250
250
250
40
40
300
305
325
318
328
350
350
350
Давление, МПа:
2,5
4,5
1,0
4,0 в испарителе
0,9
3,9
2,2
0,85
3,8
0,3
0,3
0,3
О, 15
Количество, т/ч:
55,2
"Ю
55,2
55,2 в .том числе:
55,2
15,0
15,0
15,0
Производительность установки по нефти, т/ч нагрева водородсодержав горячем сепараторе высокого давления в холодном сепараторе высокого давления в холодном сепараторе низкого давления нагрева отгона перед ректификацией остатка испарителя (жидкой фазы) на выходе в ректификационную колонну водородсодержащего
>газа на входв в низ ректификационной колонны в горячем сепараторе высокого давления в холодном сепараторе высокого давления в холодном сепараторе низкого давления
B верху ректификационно)Т колонны водородсодержащего газа в испарителе на смешение с нефтью на контактирование с паровой фазой нефти
375,0 375,0 375,0 375,0
0,15 0,15 0,15
40,2 40,2 40,2
1680760
4 5
0»07 0»07
0,07
0,О7
280, 2
100,0
f25 4
150, О
125,4
106, 2
125,4
107 O
125,4
66,0
60,0
65,0
63,0
79,0
74,0
76,0
73,0
105,0 105,0
105, О
f05.,0
16,2
f6,O
16,5 давления
259, О
5,6
5»6
5,6
5,6
О, О- 12
Сл еды
0,042
Следы
0,042
Следы
О» 0025 О, 0025
О,0О22
0,003
0,003
0, 003
60
36
36
521000 508000 500000 515000 в низ ректификационной колонны газопаровои фракции из испаритепя жи t,êoé фракции из испарителя бензина керосина дизельцого топлива мазута жид кой фа з ы горяч его с епаратора высокого давления жидкой фазы холодного с.епяратора высокого жидкой фазы холодного сепаратора низкого давления углеводородного газа
СО 1 ерж<1ние мер каптя ион».1 мяс. i, н нефти
11 бензине в керосине
В; (И З Е.1 1 Ь H О М Т О 11 J1 И В Е .
Глубина удаления общей о серы из фр н.к. -350 С, мас.%:
Межремонтный пробег ректификационной колонны, мес
Затраты тепловой энергии ня нагрев сырьевой смеси установки, МДж/ч
Па выходе из печи.
О, 042
0,02
О, 018
О, 024
Продо.11жепие таблицы
324,0 330,2 323»"
247,0 253,4 245,9
1680760
Составитель Н.Королева
Техред M.Mîðãåíòàë Корректор М.Максимишинец
Редактор M.Ïåòðoâà
Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101
Заказ 3285 Тираж 325 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5