Способ перегонки нефти


 


Владельцы патента RU 2482161:

Закрытое акционерное общество Научно Техническая Компания "МОДУЛЬНЕФТЕГАЗКОМПЛЕКТ" (RU)

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к перегонке нефти, и может быть использовано для разделения ее на фракции. Изобретение касается способа перегонки нефти заключается в предварительном нагреве ее до заданной температуры, последующем разделении в адиабатическом сепараторе на паровую и жидкую фазы и подаче нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, при этом качестве агента используют нагретый до 380-400°С метансодержащий углеводородный газ (МУГ), содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс., на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который нагревают до заданной температуры и возвращают в процесс. Технический результат - сокращение энергозатрат на подготовку агента для снижения температуры перегонки нефти. 1 табл., 5 пр.

 

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к перегонке нефти, и может быть использовано для разделения ее на фракции.

Известен способ перегонки нефти однократным испарением, при котором исходную нефть нагревают до заданной температуры, например до 370-385°C, и подают в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. Паровую фазу отбирают с верха сепаратора, конденсируют в конденсаторе-холодильнике и отводят в приемник отгона, а с низа сепаратора непрерывно отводят жидкий остаток однократного испарения [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.64-67].

Недостатком способа является необходимость ограничения температуры нагрева вследствие деструкции (крекинга) компонентов нефти при превышении порога термостабильности, который для различных нефтей находится в интервале 370-385°C. [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.66, 68-69], а также [«Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.: Под ред. Е.И. Судакова, - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. С.236-237].

Деструкция компонентов нефти при перегонке ухудшает качество нефтепродуктов, а именно повышает их йодное число, снижает вязкость, температуру вспышки и стабильность к окислению.

Наиболее близким к заявляемому является способ перегонки нефти, при котором исходную нефть нагревают до заданной температуры и подают в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. Паровую фазу отбирают с верха сепаратора, конденсируют и отводят в приемник отгона, а с низа сепаратора отводят жидкий остаток перегонки. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти подают нагретый водяной пар с температурой 380-420°C и давлением 2,0-3,0 МПа [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.66-69].

Недостатками способа являются необходимость применения в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти водяного пара, получение которого требует больших затрат электроэнергии, а именно применения мощных котельных установок, систем подготовки высокоочищенной воды, большого расхода топлива. При применении водяного пара также возможно возникновение опасности конденсации пара, а следовательно, и гидроударов.

Технический результат - сокращение энергозатрат на подготовку агента для снижения температуры перегонки нефти.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе перегонки нефти путем предварительного нагрева до заданной температуры с последующим разделением в адиабатическом сепараторе на паровую и жидкую фазы и подачей нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, особенностью является то, что в качестве агента используют нагретый до 380-400°C метансодержащий углеводородный газ (МУГ), содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс. на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который нагревают до заданной температуры и возвращают в процесс.

Использование МУГ в качестве агента для снижения температуры перегонки обеспечивает сокращение энергозатрат на подготовку агента перед подачей в низ сепаратора за счет более низкой теплоемкости МУГ (теплоемкость воды 4,2 кДж/кг·град, теплота парообразования для воды 2250 кДж/кг, теплоемкость МУГ 2,3-3,6 кДж/кг·град), что приводит к меньшему потреблению тепла на нагрев агента и, соответственно, к снижению энергозатрат в 2,5-3 раза за счет более низкой теплоемкости предлагаемого агента.

Кроме того, использование МУГ в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти позволит проводить процесс перегонки нефти при более низкой температуре за счет снижения парциального давления компонентов нефти, что, в свою очередь, приводит к снижению их температуры кипения. Вследствие снижения температуры уменьшается степень деструкции компонентов нефти, которая характеризуется йодным числом низкокипящих компонентов (НКК) нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

Исходную нефть предварительно нагревают до заданной температуры, затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы с подачей предварительно нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, в качестве которого используют нагретый до 380-400°C метансодержащий углеводородный газ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс. на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, затем конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который подогревают до заданной температуры и возвращают в процесс.

Пример 1 (по прототипу).

Нефть Северо-Хоседаюского месторождения с плотностью 875,5 кг/м3 нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C водяной пар при давлении 3,0 МПа в количестве 3% масс. на нефть. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и водяной пар. Паровую фазу охлаждают, затем низкокипящие компоненты нефти и водяной пар конденсируют, отделяют конденсат водяного пара, который направляют на очистку для дальнейшего использования при выработке водяного пара. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 3,8 г йода / 100 г.

Пример 2.

Нефть Северо-Хоседаюского месторождения с плотностью 875,5 кг/м3 нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 3% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 40,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,53 г йода / 100 г.

Пример 3.

Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,3% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,62 г йода / 100 г.

Пример 4.

Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 360°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 380°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 3% масс. на нефть при давлении 0,6 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 380°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,53 г йода / 100 г.

Пример 5.

Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 360°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 37,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,51 г йода / 100 г.

Результаты сведены в таблицу.

№ примера Температура нагрева нефти, °C Наименование и количество агента, % масс. Температура нагрева агента, °C Давление агента на входе в сепаратор, МПа Выход низкокипящих компонентов нефти, % масс. на нефть Йодное число низкокипящих компонентов нефти, г йода / 100 г
1 385 Водяной пар/3,0 400 3,0 38,2 3,80
2 385 МУГ/3,0 400 0,5 40,2 0,56
3 385 МУГ/0,5 400 0,5 38,8 0,62
4 360 МУГ/3,0 380 0,6 38,2 0,53
5 360 МУГ/0,5 400 0,5 37,2 0,51

Из таблицы следует, что использование в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти МУГ позволяет снизить степень деструкции компонентов нефти, которая характеризуется йодным числом низкокипящих компонентов нефти.

Предлагаемый способ может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности, в частности для перегонки нефти.

Способ перегонки нефти путем предварительного нагрева ее до заданной температуры с последующим разделением в адиабатическом сепараторе на паровую и жидкую фазы и подачей предварительно нагретого агента для снижения температуры перегонки в низ сепаратора, отличающийся тем, что в качестве агента используют нагретый до 380-400°С метансодержащий углеводородный газ, содержащий 90-95 мол.% метана в количестве 0,5-3,0 мас.% на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, затем ее конденсируют, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который нагревают до заданной температуры и возвращают в процесс.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, непосредственно на объектах подготовки газа к транспорту или на централизованных объектах по подготовке нестабильного газового конденсата к транспорту или переработке.

Изобретение относится к области химической переработки углеводородного сырья и может быть использовано для низкотемпературного пиролиза изношенных автомобильных шин и других вторичных полимерсодержащих материалов с получением продуктов пиролиза, используемых в промышленности в качестве энергоносителей и сырья для дальнейшей химической переработки.

Изобретение относится к области нефтегазопереработки, в частности к фракционированию и разделению газов каталитического крекинга газойля и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области нефтегазопереработки, в частности к фракционированию и разделению газов каталитического крекинга газойля и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к переработке нестабильного газового конденсата непосредственно на месторождении и может быть использовано для получения моторного топлива.
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслям промышленности и может быть использовано для увеличения глубины переработки углеводородсодержащего сырья.

Изобретение относится к способу очистки и осушки пропановой фракции от метанола. .

Изобретение относится к установке осушки и очистки углеводородной фракции от метанола. .
Изобретение относится к переработке твердых горючих ископаемых (ТГИ), таких как бурый уголь, торф и т.п., и может быть использовано для получения обессмоленных модифицированных восков.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к переработке нестабильного газового конденсата непосредственно на месторождении и может быть использовано для получения моторного топлива.

Изобретение относится к способу производства ректификованного этилового спирта и к установке для его осуществления. .

Изобретение относится к технике очистки жидких углеводородных смесей от кислых компонентов. .

Изобретение относится к пищевой, химической, фармацевтической отраслям промышленности, в частности к способам получения этилового спирта и подобных продуктов. .

Изобретение относится к устройству для переэтерификации органической кислоты сложным эфиром, которое включает по меньшей мере один реактор с неподвижным слоем катализатора и по меньшей мере одну дистилляционную колонну, где по меньшей мере один трубопровод между реактором и дистилляционной колонной оснащен средством для повышения давления, а головная часть дистилляционной колонны соединена с разделителем фаз, который в свою очередь, соединен с указанным реактором, и поток к реактору пропускают через теплообменник для регулирования температуры реакции.

Изобретение относится к усовершенствованным способам производства ароматических карбоновых кислот, включающим контактирование сырья, содержащего по меньшей мере один исходный замещенный ароматический углеводород, заместители которого способны окисляться до групп карбоновой кислоты, с газообразным кислородом в реакционной смеси жидкофазного окисления, содержащей монокарбоновую кислоту в качестве растворителя и воду, в присутствии каталитической композиции, содержащей по меньшей мере один тяжелый металл, эффективный для катализации окисления замещенного ароматического углеводорода до ароматической карбоновой кислоты, в секции реакции при повышенной температуре и давлении, эффективных для поддержания в жидком состоянии реакционной смеси жидкофазного окисления и образования ароматической карбоновой кислоты и примесей, содержащих побочные продукты окисления исходного ароматического углеводорода, растворенные или суспендированные в реакционной смеси жидкофазного окисления, и паровой фазы высокого давления, содержащей растворитель - монокарбоновую кислоту, воду и небольшие количества исходного ароматического углеводорода и побочных продуктов; перенос паровой фазы высокого давления, отведенной из секции реакции в секцию разделения, орошаемую жидкой флегмой, содержащей воду и способную практически полностью разделить растворитель - монокарбоновую кислоту и воду в паровой фазе высокого давления с образованием жидкости, обогащенной растворителем - монокарбоновой кислотой и обедненной водой, и газа высокого давления, содержащего водяной пар; перенос газа высокого давления, содержащего водяной пар, отведенного из секции разделения, без обработки для удаления органических примесей в секцию конденсации и конденсацию газа высокого давления с образованием жидкого конденсата, содержащего воду, и отходящего газа из секции конденсации под давлением, содержащего неконденсируемые компоненты газа высокого давления, перенесенного в секцию конденсации; выделение из секции конденсации жидкого конденсата, содержащего воду и пригодного для использования без дополнительной обработки в качестве по меньшей мере одной жидкости, содержащей воду, в способе очистки ароматических карбоновых кислот; и подачу жидкого конденсата, содержащего воду, выделенного в секции конденсации, в процесс очистки ароматической карбоновой кислоты, в котором по меньшей мере одна стадия включает: (а) приготовление реакционного раствора очистки, содержащего ароматическую карбоновую кислоту и примеси, растворенные или суспендированные в жидкости, содержащей воду; (b) контактирование реакционного раствора очистки, содержащего ароматическую карбоновую кислоту и примеси в жидкости, содержащей воду, при повышенных температуре и давлении с водородом в присутствии катализатора гидрирования с образованием жидкой реакционной смеси очистки; (с) выделение твердого очищенного продукта, содержащего карбоновую кислоту, из жидкой реакционной смеси очистки, содержащей ароматическую карбоновую кислоту и примеси в жидкости, содержащей воду; и (d) промывку по меньшей мере одной жидкостью, содержащей воду, полученной очищенной твердой ароматической карбоновой кислоты, выделенной из жидкой реакционной смеси очистки, содержащей ароматическую карбоновую кислоту, примеси жидкость, содержащую воду; так что жидкость, содержащая воду, по меньшей мере на одной стадии способа очистки включает жидкий конденсат, содержащий воду и не требующий обработки по удалению органических примесей.

Изобретение относится к способу получения пропана из этан-пропановой фракции и способу переработки углеводородного сырья. .

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, в частности к способам ректификации нефти. .

Изобретение относится к способам ректификации смеси жидкостей методами перегонки. .

Изобретение относится к способам первичной переработки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности
Наверх