Способ фракционирования нефти и установка для его осуществления. Способы фракционирования нефти


Способ фракционирования нефти и установка для его осуществления

 

Изобретение относится к переработке нефти и решает задачи уменьшения энергозатрат и сокращения материалоемкости основного технологического оборудования установок первичной перегонки нефти. Эффект достигается тем, что на стадии рекуперативного нагрева нефти осуществляют многоступенчатый по мере выкипания отвод паров бензиновых и керосиновых фракций, выделенные пары раздельно направляют на конденсацию, конденсацию проводят с фракционированием, причем теплоту конденсации паров и охлаждения конденсатов используют на подогрев нефти. По крайней мере один из рекуперативных подогревателей нефти выполнен в виде фракционирующего конденсатора. Устройства для отделения паров после фракционирующего конденсатора содержат паропромыватели, включают паросепаратор и испарители. Паропромыватели и верх колонны соединены паропроводами с фракционирующим конденсатором. 2 с.п ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам и установкам для фракционирования нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известно техническое решение по фракционированию нефти в типовых установках ЭЛОУ-АВТ [1] В нем исходную нефть последовательно нагревают сначала теплом преимущественно отходящих потоков, обессоливают и обезвоживают в электродегидраторах, затем подогревают теплом циркулирующих потоков, далее гудроном, отводимым из вакуумной колонны. Нагретую таким образом нефть отбензинивают в колонне при подводе дополнительного тепла циркулирующим через печь продуктом низа отбеливающей колонны. Бензиновые пары, отходящие верхом отбензинивающей колонны, охлаждают и конденсируют, отводя тепло в окружающую среду. Отводят из сепаратора-сборника сухой газ, часть бензиновых фракций возвращают на орошение колонны, балансовое количество бензиновых фракций направляют на стабилизацию. Отбензиненную нефть догревают и упаривают в печи, испаря, и полученный парожидкостный поток фракционируют в атмосферной колонне при подводе водяного пара, а также острого и циркуляционного орошения. Бензиновые фракции, отходящие верхом колонны, охлаждают и конденсируют, отводя тепло в окружающую среду, отводят из сепаратора сухой газ, часть конденсата возвращают на орошение колонны, балансовое количество конденсата направляют на дальнейшую переработку. Боковые погоны охлаждают сначала в теплообменниках, передавая тепло нефти, затем доохлаждают в конечных холодильниках и отводят с установки. Низом атмосферной колонны отводят мазут и направляют на дальнейшую переработку. Недостатком описанного аналога являются повышенные энергозатраты на фракционирование нефти, вследствие невысокой степени рекуперации тепла, и повышенная материалоемкость. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является техническое решение по фракционированию западносибирских нефтей, предусматривающее более высокую степень рекуперации тепла [2] В нем исходную нефть нагревают теплом конденсации бензиновых паров, догревают затем до 120oC в рекуперативных теплообменниках, обессоливают и обезвоживают в электродегидраторах, нагревают далее в рекуперативных теплообменниках до 260oC и сепарируют. Пары и газы в сепараторе промывают водой, после чего их отводят в атмосферную колонну, а жидкую фазу направляют в печь. Парожидкостный поток из печи, имеющий температуру 340 350oC, отводят в атмосферную колонну. Для повышения четкости фракционирования в низ атмосферной колонны и в отпарные колонны подают перегретый сухой газ с соответствующей температурой. Тепло конденсации боковых погонов отводят циркуляционным орошением, передавая тепло нефти. Пары верха колонны конденсируют, передавая тепло исходной нефти. Газовую фазу из сепаратора бензиновых фракций отсасывают компрессором, жидкую фазу частично возвращают на орошение колонны, балансовое количество жидкой фазы направляют в блок стабилизации бензиновых фракций. Верхом стабилизационной колонны отводят жирный газ, который вместе с охлажденным после компрессора газом, направляют в деэтанизатор. Верхним продуктом деэтанизатора является сухой газ, который направляют в печь и далее на отдувку в атмосферную и отпарные колонны, нижний продукт диэтанизатора сжиженные газы (пропан-бутан). Для фракционирования бензина и газов используют тепло мазута, отводимого из атмосферной колонны. Продуктами фракционирования нефти являются сухой и сжиженный газы, легкий и тяжелый бензины, керосин, дизельная фракция, атмосферный газойль и мазут. Недостатками выбранного прототипа являются повышенные энергозатраты на фракционирование и повышенная материалоемкость основного технологического оборудования. Недостатки обусловлены тем, что применены одноступенчатое отбензинивание нефти и выделение бензиновых фракций с использованием колонн. Изобретение решает задачи уменьшения энергозатрат на фракционирование и сокращение материалоемкости основного технологического оборудования. Задача решается тем, что в способе, включающем ступенчатый рекуперативный ее нагрев отходящими и циркулирующими потоками, межступенчатое электрообессоливание, отделение и промывку паров, последующий нагрев и упаривание нефтяного остатка, фракционирование паров и жидкой фазы в колонне с использованием острого и циркуляционного орошения и перегретого углеводородного газа, конденсацию паров и охлаждение конденсатов с отводом тепла преимущественно к нефти, стабилизацию нестабильного бензина, отвод охлажденных продуктов, отличающийся тем, что отделение и промывку паров осуществляют ступенчато, причем первую ступень проводят после рекуперативного нагрева нефти теплом конденсации и охлаждения бензиновых и керосиновых фракций, а последующие ступени проводят преимущественно на каждой ступени последующего рекуперативного подогрева нефти, промытые пары после каждой ступени и пары верхнего продукта колонны раздельно направляют на конденсацию, конденсацию проводят с фракционированием, пары, отделяемые в межступенчатом сепараторе в процессе ступенчатого нагрева нефтяного остатка, промывают перед подачей в колонну. В известных технических решениях частичное отбензинивание проводят одноступенчато после завершения рекуперативного нагрева нефти и в некоторых случаях с подводом дополнительного тепла. При этом испаренные легкие бензиновые фракции находятся в перегретом состоянии. В предлагаемом техническом решении полное отбензинивание и частичное откеросинивание проводят только за счет рекуперативного подогрева нефти, ступенчато, по мере выкипания фракций. Теплоты перегрева фракций невелики, следовательно, уменьшены расходы тепловой энергии, сокращены величины теплообменных поверхностей подогревателей и конденсаторов. В известных технических решениях первичное выделение бензиновых фракций осуществляют с использованием ректификационных колонн, рассчитанных на проход бензиновых паров. В предлагаемом техническом решении первичное выделение бензиновых фракций осуществляют в две стадии: предварительная в процессе нагрева нефти и выкипания паров, преследуя цели углубленной рекуперации тепла; и завершающая в процессе конденсации этих паров при передаче тепла к нагреваемой нефти с выделением узких фракций. Т.е. фракционирование без использования ректификационных колонн. При этом колонны рассчитаны только на проход паров дизельных фракций и выносящего углеводородного газа. Уменьшено сечение колонны и число тарелок в ней, сокращена материалоемкость. В известных технических решениях выделяют фракцию легкого нестабильного бензина, которую затем подвергают стабилизации. Ее доля в общем количестве бензинов составляет 55 80% В предпочтительном техническом решении фракция нестабильного бензина не превышает 20% от общей массы бензинов, т.е. уменьшена в 2,5 4 раза. Сокращена перерабатывающая мощность блока стабилизации, материалоемкость оборудования и энергозатраты. В предлагаемом техническом решении практически все низкопотенциальное тепло материальных потоков рекуперировано. Оставшееся среднепотенциальное тепло дизельных фракций и мазута может быть успешно утилизировано для обеспечения нужд предприятия в тепловой энергии. Это также сокращает общие энергозатраты предприятия на переработку нефти. Таким образом, предлагаемое техническое решение имеет существенные отличия от известных технических решений и прототипа. Промышленная применимость предлагаемого технического решения подтверждается технологическими и теплотехническими расчетами, результаты которых отражены в приведенном ниже примере. Известна также установка для фракционирования нефти, включающая последовательно по ходу нефти соединенные подогреватели начального рекуперативного подогрева нефти, электродегидратор, подогреватели завершающего рекуперативного подогрева, отбензинивающее устройство, выполненное в виде сепаратора с водяным тарельчатым паропромывателем, печь нагрева отбензиненной нефти, ректификационную и отпарные колонны, паросепаратор, компрессор углеводородных газов, насосы, блок стабилизации легкого бензина, блок дебутанизации, конечные холодильники продуктов фракционирования, трубопроводы подачи нефти и сухого газа, трубопроводы отвода продуктов фракционирования. Недостатками описанной установки являются повышенные энергозатраты на фракционирование и повышенная материалоемкость основного технологического оборудования. Изобретение решает задачи уменьшения энергозатрат на фракционирование и сокращения материалоемкости основного технологического оборудования. Задача решается тем, что в установке для фракционирования нефти, включающей последовательно по ходу нефти соединенные рекуперативные подогреватели, электродегидратор, последующие рекуперативные подогреватели, устройство для отделения паров, содержащее паропромыватель с подводом промывочной жидкости, устройство для нагрева и упаривания нефтяного остатка, фракционирующую колонну, блок стабилизации бензина, холодильники отходящих потоков, насосы, трубопроводы подачи нефти и углеводородного газа, трубопроводы отвода продуктов фракционирования, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один из рекуперативных подогревателей выполнен в виде фракционирующего конденсатора, устройство для отделения паров выполнено многоступенчатым, причем каждая ступень содержит паропромыватель, и включает паросепаратор, установленный на нефтяном трубопроводе после фракционирующего конденсатора, и рекуперативные подогреватели нефти после паросепараторов, выполненные преимущественно в виде испарителей, указанные паропромыватели и верх колонны соединены паропроводами с фракционирующим конденсатором, устройство для нагрева и упаривания нефтяного остатка включает паропромыватель в межступенчатом сепараторе и подогреватель углеводородного газа. На чертеже приведена принципиальная схема основных узлов установки в соответствии с изобретением. На схеме изображены: трубопровод нефти 1; фракционирующий конденсатор 2; конечные холодильники 3 5; паросепаратор 6; насос 7; электродегидратор 8; испарители 9 11; паропромыватели 12 14; печь 15; межступенчатый сепаратор 16; колонна 17; подогреватель углеводородного газа 18; трубопровод углеводородного газа 19; блок стабилизации 20; конечный холодильник 21; аккумулятор 22; конденсационная секция 23; конечный холодильник 24; сборники 25 29; коллектор топливного газа 30; насос 31; поджимной насос 32; насосы 33 и 34; трубопровод легкого бензина 35; трубопровод тяжелого бензина 36; трубопровод керосина 37; трубопровод сухого газа 38, трубопровод сжиженного газа 39; трубопровод стабилизированного бензина 40; трубопровод мазута 41; трубопровод дизельных фракций 42. Установка работает следующим образом. Исходную нефть, подаваемую по трубопроводу 1, распределяют на четыре потока. Один из них, основной, вводят во фракционирующий конденсатор 2, остальные потоки пропускают через конечные холодильники 3 5 и вводят затем в среднюю зону фракционирующего конденсатора. В этих теплообменных аппаратах нефть подогревают теплом конденсации паров и охлаждения конденсатов. В последних секциях фракционирующего конденсатора нефть подкипает и в паровую фазу переходят преимущественно пропан, бутан, пентан, бензол. Образовавшиеся пары отделяют и промывают в паросепараторе 6 и отделяют на конденсацию в первую по ходу нефти секцию фракционирующего конденсатора. Выведенную из паросепаратора нефть поджимают насосом 7 для предотвращения вскипания и пропускают через электродегидратор 8. Обезвоженную и обессоленную нефть последовательно подогревают в испарителях 9 11 теплом отходящих и циркулирующих потоков. Выкипающие при этом пары очищают от брызгоуноса в паропромывателях 12 14 соответственно и направляют раздельно в средние секции фракционирующего конденсатора. Отбензиненную и частично откеросиненную нефть вводят в печь 15. После первой ступени нагрева нефти в ней отделяют в межступенчатом сепараторе 16 пары керосиновых и дизельных фракций и после промывки отводят в колонну 17. Жидкую фазу догревают в печи до конечной температуры, обеспечивающей выкипание оставшихся дизельных фракций, и полученный парожидкостный поток вводят в колонну на верхнюю тарелку отгонной секции. Для углубления извлечения дизельных фракций из мазута на первую тарелку отгонной секции подают перегретый в подогревателе 18 печи углеводородный газ, поступающий на установку по трубопроводу 19. Мазут отводят низом колонны сначала в испаритель 11, затем в блок стабилизации 20 и далее в конечный холодильник 21. Охлажденный мазут отправляют на склад. Пары дизельных фракций, поступившие в колонну из печи вместе с мазутом, и углеводородный газ в восходящем потоке проходят сепарационную секцию колонны и аккумулятор 22. Эти пары и пары, поступившие из паросепаратора 16, охлаждают на трех тарелках конденсационной секции 23 колонны, причем боковое питание колонны из паросепаратора подводят под верхнюю тарелку этой секции. Теплоту конденсации отводят циркуляционным орошением в испаритель 10 на подогрев нефти. Конденсат стекает в аккумулятор 22, откуда его отводят через испаритель 9 и конечный холодильник 24 на склад. Несконденсированные в секции 23 пары преимущественно керосиновых фракций отмывают на верхних тарелках колонны от дизельных фракций и выводят из нее на конденсацию в последнюю секцию фракционирующего конденсатора. В секциях фракционирующего конденсатора при противотоке теплообменивающихся сред осуществляют конденсацию паров, причем организовывают отвод конденсата по мере его образования через штуцера, гидрозатворы (не показаны) и коллекторы, выделяя требующиеся фракции по температурам начала и конца кипения. Конденсаты поступают в сборники 25 29. Из сборника 25 отводят углеводородный газ в коллектор топливного газа 30. В период запуска установки конденсат из этого сборника подают насосом 31 на орошение в колонну и паросепаратор 16. После выхода установки на режим конденсат, представляющий собой тяжелые керосиновые фракции, отводят в конечный холодильник 5. Конденсат из сборника 26, представляющий собой средние керосиновые фракции, отводят в конечный холодильник 5. Некоторую часть охлажденного конденсата используют на орошение паропромывателей 14, 16 и верха колонны 17. Из сборника 27 отводят тяжелый бензин через конечный холодильник 4, из сборника 28 отводят легкий бензин через конечный холодильник 3. Часть охлажденных конденсатов насосами 33 и 34 направляют на орошение паропромывателей 12 и 13. Из сборника 29 отводят сухой газ в коллектор топливного газа 30. Нестабильный бензин поджимают насосом 32 и направляют в блок стабилизации 20, а также на орошение в паросепаратор 6. Балансовое количество конденсатов отводят по трубопроводам 35 37 на склад. Из блока стабилизации отводят сухой газ, сжиженный газ и стабилизированный бензин по трубопроводам 38 40 соответственно. Трубопроводы отвода охлажденного мазута 41 и дизельных фракций 42. Газ на горение в печь отбирают из коллектора топливного газа 30. Пример. На переработку подают нефть следующего модельного углеводородного состава (содержание фракций, мас.): н.к. 28o 1,0 28 85o 8,5 85 140o 10,3 140 180o 7,2 180 240o 10,8 240 350o 20,5 >350o 41,7 Кроме углеводородов в нефти присутствуют вода, соли, мехпримеси. Исходную нефть в количестве 14,75 кг/с под давлением 0,75 МПа, при температуре 20oC разделяют на четыре потока в соотношении 7 0,5 1 1,5. Первый основной поток поступает во фракционирующий конденсатор 2, остальные в конечные холодильники 3 5 соответственно. В них охлаждают до 40oC отходящие с установки керосиновые и бензиновые фракции. Подогретую в конечных холодильниках нефть вводят во фракционирующий конденсатор. Выходящий из фракционирующего конденсатора и подогретый до 139oC парожидкостный поток разделяют пофазно в паросепараторе 6 при давлении 0,6 МПа. Промытые пары и газы в количестве 1,058 кг/с с температурой конца кипения при нормальном давлении 67oC направляют в первую по ходу нефти секцию фракционирующего конденсата. Нефть в количестве 13,72 кг/с поджимают насосом 7 до 0,8 МПа и пропускают через электродегидратор 8, в котором ее обессоливают и обезвоживают. Очищенную нефть последовательно пропускают через испарители 9 - 11, в которых при давлении 0,7, 0,67 и 0,64 МПа ее подогревают теплом выходящих из колонны 17 потоков до температур 170, 205 и 295oC соответственно. Выкипающие в испарителях при ступенчатом рекуперативном подогреве нефти пары фракций 67 92oC, 92 133oC, 133 206oC (норм. давл.) в количествах 0,557, 1,217 и 1,971 кг/с освобождают от брызгоуноса в паропромывателях 12 14 соответственно и разделительными потоками вводят в средние секции фракционирующего конденсатора. Отбензиненную и частично откеросиненную нефть из испарителя 11 в количестве 10,07 кг/с направляют в печь 15. В первой ступени печи нефть нагревают до 318oC под давлением 0,32 МПа, при этом керосиновые и часть дизельных фракций переходят в паровую фазу с концом кипения 260oC при нормальном давлении. Отделенные в межступенчатом сепараторе 16 и промытые пары отводят в количестве 1,473 кг/с в колонну 17 в качестве бокового питания. Во второй ступени печи оставшуюся жидкую фазу в количестве 8,624 кг/с при давлении 0,3 МПа догревают до 410oC. Полученный двухфазный поток, состоящий из паров дизельных фракций (2,472 кг/с) и мазута (6,152 кг/с) вводят на верхнюю тарелку отгонной секции колонны. Выносящий легкий углеводородный газ в количестве 0,1 кг/с нагревают в подогревателе 18 печи до температуры 450oC и вводят под вторую тарелку (снизу) отгонной секции колонны. Мазут в количестве 6,152 кг/с выводят низом колонны, охлаждают сначала в испарителе 11 до температуры 240oC, затем в блоке стабилизации бензина 20 и после утилизации тепла в конечном холодильнике 21 направляют на склад. Пары дизельных фракций, выходящие из первой и второй ступеней печи конденсируют в конденсационной секции 23 колонны, отводят тепло циркуляционным орошением в испаритель 10 на подогрев нефти. Расход орошения 10,8 кг/с, температура на входе 240oC, на выходе 290oC. Конденсат стекает в аккумулятор 22, откуда его отводят в количестве 3,024 кг/с при температуре 290oC в испаритель 9. Охлажденный в нем до 145oC конденсат дизельных фракций доохлаждают в конечном холодильнике 24, утилизируя тепло, и направляют на склад. Несконденсировавшиеся в секции 23 пары и газы отмывают флегмой керосиновых фракций от остатков дизельных фракций на верхних тарелках колонны и в количестве 0,945 кг/с при температуре 238oC и давлением 0,28 МПа и направляют в последнюю по ходу нефти секцию фракционирующего конденсатора 2. Флегмовые числа подачи промывочной жидкости в паропромыватели 6, 12, 13, 14 и 16 и на верхние тарелки колонны 17 0,02 0,03. Флегмовое число подачи орошения в сепарационную секцию колонны 0,03 0,05. Из сборников 25 28 выводят фракции (норм. давл.) 180 240oC, 140 - 180oC, 67 140oC в количествах 2,832, 1,155 и 0,546 кг/с соответственно и после охлаждения направляют на склад. Фракцию н.к. 67oC из сборника 29 поджимают насосом 32 до 1,3 1,5 МПа и в количестве 0,891 кг/с подвергают стабилизации в блоке 20. Из последнего выводят незначительное количество сухого газа, сжиженный газ в количестве 0,15 кг/с и стабилизированный бензин в количестве 0,74 кг/с. Удельный расход топливного газа 7 кг на тонну переработанной нефти. Материалоемкость установки перерабатывающей мощностью 425 тыс. т нефти в год, включая металлоконструкции при блочно-модульном исполнении без электродегидратора, составляет 90 100 т. На установке можно перерабатывать легкие и средние по плотности нефти.

Формула изобретения

1. Способ фракционирования нефти, включающий ступенчатый рекуперативный ее нагрев отходящими и циркулирующими потоками, межступенчатое электрообессоливание, отделение и промывку паров, последующий нагрев и упаривание нефтяного остатка, фракционирование паров и жидкой фазы в колонне с использованием острого и циркуляционного орошения и перегретого углеводородного газа, конденсацию паров и охлаждение конденсатов с отводом тепла преимущественно к нефти, стабилизацию нестабильного бензина, отвод охлажденных продуктов, отличающийся тем, что отделение и промывку паров осуществляют ступенчато, причем первую ступень проводят после рекуперативного нагрева нефти теплом конденсации и охлаждения бензиновых и керосиновых фракций, а последующие ступени проводят преимущественно на каждой ступени последующего рекуперативного подогрева нефти, промытые пары после каждой ступени и пары верхнего продукта колонны раздельно направляют на кондденсацию, конденсацию проводят с фракционированием, пары, отделяемые в межступенчатом сепараторе в процессе ступенчатого нагрева нефтяного остатка, промывают перед подачей в колонну. 2. Установка для фракционирования нефти, включающая последовательно соединенные по ходу нефти рекуперативные подогреватели, электродегидратор, последующие рекуперативные подогреватели, устройство для отделения паров, содержащее паропромыватель с подводом промывочной жидкости, устройство для нагрева и упаривания нефтяного остатка, фракционирующую колонну, блок стабилизации бензина, холодильники отходящих потоков, насосы, трубопроводы подачи нефти и углеводородного газа, трубопроводы отвода продуктов фракционирования, отличающаяся тем, что по меньшей мере один из рекуперативных подогревателей выполнен в виде фракционирующего конденсатора, устройство для отделения паров выполнено многоступенчатым, причем каждая ступень содержит паропромыватель, и включает паросепаратор, установленный на нефтяном трубопроводе после фракционирующего конденсатора, и рекуперативные подогреватели нефти после паросепаратора, выполненные преимущественно в виде испарителей, паропромыватели и верх колонны соединены паропроводами с фракционирующим конденсатором, устройство для нагрева и упаривания нефтяного остатка включает паропромыватель в межступенчатом сепараторе и подогреватель углеводородного газа.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Способ фракционирования нефти

Изобретение относится к способам переработки нефти. Способ включает нагрев нефти парами широкой фракции углеводородов, последующий нагрев ее в печи, отпаривание широкой фракции углеводородов с получением остатка фракционирования и последующую переработку широкой фракции углеводородов. Нефть предварительно разделяют на две части, одну из которых нагревают парами вакуумного газойля, другую нагревают парами широкой фракции углеводородов, обе части нефти смешивают, по меньшей мере, часть полученной смеси нагревают парами первой стадии фракционирования и фракционируют в три стадии. На первой стадии осуществляют отпаривание нефти газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка с получением паров и остатка. На второй стадии пары первой стадии фракционирования подвергают дефлегмации за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, которые конденсируют путем охлаждения нефтью с получением газа второй стадии фракционирования и широкой фракции углеводородов. На третьей стадии остаток первой стадии фракционирования смешивают с жидким продуктом переработки вакуумного газойля и подвергают вакуумной сепарации с получением вакуумного остатка, который выводят с установки для дальнейшей переработки с получением газообразных продуктов и остатка, а также паров вакуумного газойля, которые конденсируют за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью, с получением вакуумного газойля и несконденсированных газов, выводимых с установки с помощью вакуумсоздающего устройства. Вакуумный газойль нагревают его парами, смешивают с тяжелой газойлевой фракцией и выводят с установки для дальнейшей переработки с получением газообразного и жидкого продукта. Технический результат: дополнительное фракционирование мазута, предотвращение потерь тепла, снижение расхода топлива на нагрев нефти, исключение применения водяного пара, снижение металлоемкости оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к способам переработки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности при фракционировании нефти для получения полупродуктов для дальнейшей переработки.

Перегонка нефти на установках атмосферной и вакуумной ректификации является одним из наиболее энергозатратных процессов нефтепереработки, в связи с чем разработка способов, позволяющих снизить потребление топлива и электроэнергии за счет рекуперации вторичных энергоресурсов технологических потоков, является актуальной задачей.

Известна установка атмосферной перегонки нефти [Патент РФ №2205055, опубл. 27.05.2003 г., МПК B01D 3/14, C10G 7/00], при работе которой используют способ фракционирования, включающий разделение нефти на два потока, нагрев одного потока из них за счет тепла конденсации паров легкого и тяжелого бензина и циркуляционного орошения, нагрев другого потока нефти за счет тепла конденсации керосиновой и дизельной фракций, а также тепла отходящего мазута, ректификацию нагретой нефти с получением газа и легкого бензина, выводимых с установки после охлаждения нефтью, и отбензиненной нефти, которую дополнительно нагревают в печи огневого нагрева и подвергают дополнительной ректификации с получением тяжелого бензина, керосиновой, дизельной фракций и мазута, выводимых с установки после охлаждения нефтью.

Основными недостатками известного способа является необходимость использования большого количества оборудования (28 единиц оборудования, включая 10 теплообменников и 9 насосов) и его высокая металлоемкость. Способ предусматривает использование водяного пара в качестве парового орошения, что приводит к обводнению продуктов переработки и необходимости дополнительной их осушки. Кроме того, способ не предусматривает дальнейшей переработки мазута, который выводят с установки в охлажденном состоянии.

Известны способ и устройство (варианты) для переработки нефти [Патент РФ №2398811, опубл. 10.09.2010 г., МПК C10G 9/14], которые обеспечивают фракционирование нефти с получением атмосферного дистиллята, вакуумного дистиллята и вакуумного остатка в качестве полупродуктов для дальнейшей переработки. Способ включает перегонку нагретой нефти при давлении, близком к атмосферному, с получением атмосферного дистиллята и нефти, от которой отогнаны легкие фракции (мазута), и вакуумную сепарацию мазута с получением вакуумного дистиллята и вакуумного остатка.

Недостатком указанного способа является низкая энергоэффективность из-за необходимости использования сторонних источников холода для конденсации дистиллятных продуктов атмосферной и вакуумной перегонки и отсутствия рекуперации тепла. Способ требует также энергетических расходов для создания вакуума на стадии вакуумной перегонки.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ перегонки нефтяного сырья [Патент РФ №2420559, опубл. 10.06.2011 г., МПК C10G 7/00], который принят в качестве прототипа и предусматривает углубленную рекуперацию тепла технологических потоков при фракционировании. Способ включает нагрев нефти остатком сепарации жидкости второй колонны (дизельной фракцией), остатком первой колонны (мазутом), парами дистиллята первой колонны (парами широкой фракции углеводородов), а также в печи, последующее фракционирование путем отпаривания водяным паром с получением дистиллята первой колонны (широкой фракции углеводородов) и мазута (остатка фракционирования) и последующую переработку широкой фракции углеводородов путем ректификации с получением газа, бензиновой фракции и кубового продукта, который подогревают мазутом и сепарируют с получением паров, возвращаемых на стадию ректификации, и дизельной фракции.

Недостатками известного способа являются: использование хладоагента при ректификации для конденсации паров дистиллята второй колонны, что приводит к потерям тепла, отсутствие рекуперации тепла приводит к повышенному расходу топлива на нагрев нефти, использование большого количества оборудования (11 единиц оборудования без учета насосов, включая 5 теплообменников) и его высокая металлоемкость. Отпаривание широкой дистиллятной фракции водяным паром приводит к обводнению продуктов переработки и необходимости их дополнительной осушки.

Задача изобретения - дополнение способа стадией переработки мазута, предотвращение потерь тепла, снижение расхода топлива на нагрев нефти, исключение применения водяного пара, снижение металлоемкости оборудования.

Технический результат, который может быть достигнут при осуществлении предлагаемого способа:

- дополнение способа стадией переработки мазута путем вакуумной сепарации с получением вакуумного газойля и вакуумного остатка,

- предотвращение потерь тепла за счет конденсации паров фракционирования внутренними технологическими потоками,

- исключение или минимизация расхода топлива на нагрев нефти за счет использования вторичных ресурсов тепла продуктов переработки вакуумного газойля и гидропереработки вакуумного остатка,

- исключение применения водяного пара за счет использования паров переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка в качестве парового орошения,

- снижение металлоемкости оборудования за счет уменьшения количества оборудования.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем нагрев нефти парами широкой фракции углеводородов, последующий нагрев ее в печи, отпаривание широкой фракции углеводородов с получением остатка фракционирования и последующую переработку широкой фракции углеводородов, особенностью является то, что нефть предварительно разделяют на две части, одну из которых нагревают парами вакуумного газойля, другую нагревают парами широкой фракции углеводородов, обе части нефти смешивают и, по меньшей мере, часть полученной смеси дополнительно нагревают парами первой стадии фракционирования и фракционируют в три стадии, причем на первой стадии осуществляют отпаривание нефти газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка с получением паров и остатка первой стадии фракционирования, на второй стадии пары первой стадии фракционирования подвергают дефлегмации за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, которые конденсируют за счет охлаждения нефтью с получением газа второй стадии фракционирования и широкой фракции углеводородов, выводимых с установки для дальнейшей переработки известными способами, на третьей стадии остаток первой стадии фракционирования смешивают с жидким продуктом переработки вакуумного газойля и подвергают вакуумной сепарации с получением вакуумного остатка, который выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем каталитической гидроконверсии или замедленного коксования, с получением газообразных продуктов и остатка, а также паров вакуумного газойля, которые конденсируют за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью, с получением вакуумного газойля и несконденсированных газов, выводимых с установки с помощью вакуумсоздающего устройства, при этом вакуумный газойль нагревают парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелой газойлевой фракцией и выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем термической конверсии, каталитического крекинга или гидрокрекинга, с получением газообразного и жидкого продукта.

При фракционировании легких нефтей и газовых конденсатов, когда тепла, подводимого с газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка недостаточно, и при технологически обоснованном давлении не достигается требуемая полнота отпаривания дизельных фракций из нефти, ее перед подачей на первую стадию фракционирования дополнительно нагревают в печи.

В заявляемом способе раздельный нагрев нефти двух частей нефти за счет тепла конденсации паров вакуумного газойля и за счет тепла конденсации паров широкой фракции углеводородов фракции, объединение обеих частей и дополнительный нагрев по меньшей мере части полученной смеси за счет тепла конденсации паров тяжелой газойлевой фракции позволяет полностью рекуперировать тепло конденсации продуктов фракционирования, за счет чего минимизировать (или, при фракционировании тяжелых нефтей, полностью исключить) расход топлива на нагрев нефти.

Отпаривание широкой дистиллятной фракции парами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка на первой стадии фракционирования позволяет исключить применение водяного пара и предотвратить обводнение продуктов переработки, а также обеспечивает использование тепла потоков, получаемых при переработке вакуумного газойля и вакуумного остатка для фракционирования нефти.

Дефлегмация паров широкой дистиллятной фракции за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, их конденсация за счет охлаждения нефтью на второй стадии фракционирования позволяет получить широкую фракцию углеводородов с заданной температурой конца кипения, рекуперировать тепло конденсации паров, за счет чего снизить потребление топлива.

Вакуумная сепарация смеси остатка отпаривания с остатком переработки вакуумного газойля на третьей стадии фракционирования позволяет получить вакуумный остаток для целей дальнейшей переработки с получением паров и остатка, а также пары вакуумного газойля. Вакуум поддерживают за счет отсоса несконденсированных газов вакуумсоздающим устройством.

Конденсация паров вакуумного газойля за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью позволяет получить вакуумный газойль для целей дальнейшей переработки с получением газообразного и жидкого продукта, а также позволяет рекуперировать тепло конденсации, за счет чего снизить расход топлива.

Смешение остатка фракционирования с жидким продуктом переработки вакуумного газойля, имеющим высокую температуру, позволяет увеличить отбор паров вакуумного газойля за счет увеличения температуры вакуумной сепарации.

Нагрев вакуумного газойля парами вакуумного газойля позволяет рекуперировать тепло конденсации, а дальнейшая его переработка в смеси с тяжелой газойлевой фракцией позволяет получить газообразные продукты для отпарки нефти.

Дополнительный нагрев нефти в печи позволяет использовать заявляемый способ для фракционирования легких нефтей и газовых конденсатов.

Предлагаемый способ позволяет реализовать все стадии фракционирования в двух аппаратах (без учета нагревательной печи и насосов), что позволяет существенно снизить металлоемкость оборудования.

Заявляемый способ осуществляют следующим образом (см. чертеж).

Нефть (I) разделяют на две части, одну из которых (II) нагревают в холодильнике-конденсаторе 1 за счет теплоты конденсации паров широкой фракции углеводородов (III), другую часть нефти (IV) нагревают в холодильнике-конденсаторе 2 за счет теплоты конденсации паров вакуумного газойля (V), далее обе части нефти смешивают и, по меньшей мере, часть нефти нагревают в дефлегматоре 3 и направляют на фракционирование, осуществляемое в три стадии.

На первой стадии фракционирования нефть подают наверх отпарной колонны 4, вниз которой в качестве парового орошения подают газообразные продукты переработки тяжелой газойлевой фракции (VI) и вакуумного остатка (VII). С верха отпарной колонны 4 выводят пары (VIII), а с низа - остаток первой стадии фракционирования (IX).

На второй стадии фракционирования пары первой стадии фракционирования (VIII) направляют в дефлегматор 3, где за счет охлаждения частью нефти выделяют тяжелый газойль (X) и пары широкой фракции углеводородов (III), которые конденсируют в холодильнике-конденсаторе 1 за счет охлаждения частью нефти (II) с получением газа фракционирования (XI) и широкой фракции углеводородов (XII), которые выводят с установки для дальнейшей переработки известными способами.

На третьей стадии фракционирования остаток первой стадии фракционирования (IX) смешивают с жидким продуктом переработки тяжелой газойлевой фракции (XIII) и подвергают вакуумной сепарации в сепараторе 5 с получением вакуумного остатка (XIV) и паров вакуумного газойля (V), которые конденсируют в холодильнике-конденсаторе 2 с получением вакуумного газойля (XV) и несконденсированных газов (XVI), которые отсасывают вакуумсоздающим устройством (на схеме не показано). Вакуумный газойль (XV) подогревают в холодильнике-конденсаторе 2 и смешивают с тяжелым газойлем (X) с получением тяжелой газойлевой фракции (XVII), которую выводят с установки для дальнейшей переработки известным способом.

Таким образом, при фракционировании нефти получают газ (XI), широкую фракцию углеводородов (XII), тяжелую газойлевую фракцию (XVII) и вакуумный остаток (XIV).

При переработке легких нефтей и газовых конденсатов нефть дополнительно нагревают в печи огневого нагрева 6 (условно пунктиром показан теплообменник).

Сущность изобретения иллюстрируется следующим примером.

Обессоленную и обезвоженную нефть (100%, здесь и далее - % масс. на сырье) Новотомышского нефтяного месторождения, Ульяновская область (плотность при 20°С 890,5 кг/м3, вязкость кинематическая при 20°С 47,8 сСт, массовая доля серы 1,06%, НК 70,9°С, перегоняется, % об. до 100°С - 1,0, до 150°С - 4,5, до 200°С - 13,0, до 250°С - 20,5, до 300°С - 31,0) разделяют на две части, одну из которых парами широкой фракции углеводородов, другую парами тяжелой газойлевой фракции, далее обе части нефти смешивают, дополнительно нагревают парами широкой дистиллятной фракции и с температурой 345°С, при 0,25 МПа абс. подают наверх отпарной колонны, вниз которой в качестве парового орошения подают 24% паров, получаемых при термической переработке тяжелой газойлевой фракции, имеющих температуру 430°С, и 15% паров, получаемых при гидропереработке вакуумного остатка, имеющих температуру 435°С.

С верха отгонной колонны отбирают 95% паров широкой дистиллятной фракции с температурой 390°С, из которых в дефлегматоре выделяют 6% тяжелого газойля и 89% паров широкой фракции углеводородов, которые конденсируют за счет охлаждения частью нефти с получением 4% газа фракционирования и 85% широкой фракции углеводородов.

Смесь 52% остатка фракционирования, отбираемого с низа отгонной колонны, и 2% остаточной фракции термической конверсии тяжелой газойлевой фракции с температурой 380°С подвергают вакуумной сепарации при 0,007 МПа абс. и получают 26% вакуумного остатка и 26% паров вакуумного газойля (V), которые конденсируют за счет охлаждения нефтью с получением 25,98% вакуумного газойля и 0,02% несконденсированных газов, которые направляют в вакуумсоздающее устройство. Вакуумный газойль, подогретый парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелым газойлем и получают 31,98% тяжелой газойлевой фракции с температурой 340°С.

Из примера видно, что предлагаемый способ фракционирования нефти позволяет получать дистиллятные и остаточные углеводородные фракции в качестве полупродуктов для дальнейшей переработки при полном использовании тепла технологических потоков переработки нефти и может быть использован в нефтеперерабатывающей промышленности.

1. Способ фракционирования нефти, включающий нагрев нефти парами широкой фракции углеводородов, последующий нагрев ее в печи, отпаривание широкой фракции углеводородов с получением остатка фракционирования и последующую переработку широкой фракции углеводородов, отличающийся тем, что нефть предварительно разделяют на две части, одну из которых нагревают парами вакуумного газойля, другую нагревают парами широкой фракции углеводородов, обе части нефти смешивают, по меньшей мере, часть полученной смеси дополнительно нагревают парами первой стадии фракционирования и фракционируют в три стадии, причем на первой стадии осуществляют отпаривание нефти газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка с получением паров и остатка первой стадии фракционирования, на второй стадии пары первой стадии фракционирования подвергают дефлегмации за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, которые конденсируют путем охлаждения нефтью с получением газа второй стадии фракционирования и широкой фракции углеводородов, выводимых с установки для дальнейшей переработки известными способами, на третьей стадии остаток первой стадии фракционирования смешивают с жидким продуктом переработки вакуумного газойля и подвергают вакуумной сепарации с получением вакуумного остатка, который выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем каталитической гидроконверсии или замедленного коксования, с получением газообразных продуктов и остатка, а также паров вакуумного газойля, которые конденсируют за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью, с получением вакуумного газойля и несконденсированных газов, выводимых с установки с помощью вакуумсоздающего устройства, при этом вакуумный газойль нагревают парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелой газойлевой фракцией и выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем термической конверсии, каталитического крекинга или гидрокрекинга, с получением газообразного и жидкого продукта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед подачей на первую стадию фракционирования нефть дополнительно нагревают в печи.

www.findpatent.ru

Способ фракционирования нефти

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при перегонке нефти с высоким содержанием газа. Предлагаемый способ включает ввод сырья в первую ректификационную колонну с подачей паров из нее в емкость орошения и получением в ней газа и легкой бензиновой фракции, ввод остатка первой колонны во вторую колонну с выводом паров в емкость орошения с получением в ней газа и легкой бензиновой фракции и выделением боковыми погонами второй колонны бензиновой и дизельной фракций, а с низа - мазута. Газы с верха емкостей орошения первой и второй колонн подают в абсорберы, орошаемые соответственно дизельной фракцией, отбираемой с низа отпарной секции, и нижним циркуляционным орошением второй колонны после охлаждения, с верха абсорберов выводят сухой и жирный газы, нижнее циркуляционное орошение перед вводом в колонну нагревают, дизельную фракцию с низа первого абсорбера нагревают и подают на верх отпарной секции дизельной фракции, а пары с верха этой отпарной секции подают в первую колонну в сечение между вводами в нее сырья и нагретого потока. Предлагаемый способ позволяет более четко разделить газ на сухой и жирный компоненты и повысить качество продуктов разделения. 5 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

 

Предлагаемое изобретение относится к способам фракционирования нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ фракционирования нефти, включающий нагрев нефти в теплообменниках, а затем в печи и ввод в сложную ректификационную колонну, оборудованную боковыми отпарными секциями, с отбором с верха колонны бензиновой фракции, в виде боковых погонов через отпарные секции керосиновой и дизельных фракций и в качестве остатка перегонки - мазута при подаче в низ колонны и отпарных секций испаряющего агента (И.Т.Багиров. Современные установки первичной переработки нефти. М.: Химия, 1974, с.28).

Недостатком данного способа является сложность переработки нефтей, содержащих значительное количество газов и бензиновых фракций.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ фракционирования нефти, включающий нагрев и ввод сырья в первую колонну с подачей паров с верха первой колонны после частичной конденсации в емкость орошения и получением в ней газа и легкой бензиновой фракции с нагревом и вводом остатка первой колонны во вторую колонну и выводом паров с верха второй колонны после частичной конденсации в емкость орошения с получением в ней газа и легкой бензиновой фракции и выделением боковыми погонами второй колонны через отпарные секции бензиновой и дизельных фракций, а с низа колонны мазута, с возвратом паров с верха отпарных секций в колонну, с использованием циркуляционных орошений и ввода нагретых потоков в колонны и отпарные секции (И.А.Александров. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, 1981, с.157).

Недостатками известного способа являются невозможность разделения газа на сухой и жирный компоненты и низкое качество продуктов разделения.

Таким образом, возникла проблема обеспечения возможности разделения газа на сухой и жирный компоненты и повышения качества продуктов разделения.

Задачей настоящего изобретения является обеспечение возможности разделения газа на сухой и жирный компоненты и повышение качества продуктов разделения.

Указанная задача решается способом фракционирования нефти, включающим нагрев и ввод сырья в первую колонну с подачей паров с верха первой колонны после частичной конденсации в емкость орошения и получение в ней газа и легкой бензиновой фракции с нагревом и вводом остатка первой колонны во вторую колонну и выводом паров с верха второй колонны после частичной конденсации в емкость орошения с получением в ней газа и легкой бензиновой фракции и выделением боковыми погонами второй колонны через отпарные секции бензиновой и дизельных фракций, а с низа второй колонны мазута, с возвратом паров с верха отпарных секций в колонну, с использованием острого и циркуляционного орошений и ввода нагретых потоков в низ колонн и отпарных секций, в котором, согласно изобретению, газы с верха емкостей орошения первой и второй колонн подают в абсорберы, орошаемые соответственно дизельной фракцией, отбираемой с низа отпарной секции, и нижним циркуляционным орошением второй колонны после дополнительного охлаждения, с верха абсорберов выводят соответственно сухой и жирный газы, нижнее циркуляционное орошение, отбираемое с низа второго абсорбера, перед вводом во вторую колонну нагревают, дизельную фракцию, выводимую с низа первого абсорбера, нагревают и подают на верх отпарной секции дизельной фракции, а пары с верха упомянутой отпарной секции подают в первую колонну в сечение между вводами в нее сырья и нагретого потока.

Целесообразно дизельную фракцию и нижнее циркуляционное орошение второй колонны перед подачей в абсорберы охладить до температуры 30-50°С.

Целесообразно абсорбцию для получения сухого газа проводить под давлением 8,4-8,46 ата, а для получения жирного газа - 2-2,06 ата.

Нижнее циркуляционное орошение перед вводом во вторую колонну целесообразно нагреть до температуры 200-210°С.

Дизельную фракцию, выводимую с низа первого абсорбера перед подачей наверх отпарной секции целесообразно нагреть до температуры 240-250°С.

При этом за счет абсорбции требуемых компонентов газа специальными абсорбентами (дизельной фракцией, отбираемой с низа отпарной секции, и нижним циркуляционным орошением второй колонны после дополнительного их охлаждения) нагрева и возврата их после абсорбции соответственно на верх отпарной секции дизельной фракции и во вторую колонну и подачи паров с верха отпарной секции дизельной фракции в первую колонну в сечение между вводами сырья и нагретого потока, появилась возможность разделения газа на сухой и жирный компоненты, обеспечения низкого содержания компонентов сухого газа в жирном газе и повышения качества продуктов разделения.

На прилагаемом чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефть нагревают в теплообменниках 1 и по линии 2 вводят в первую колонну 3. Пары с верха колонны 3 частично конденсируют и охлаждают в конденсаторах-холодильниках 4 и по линии 5 подают в емкость орошения 6. Остаток колонны 3 нагревают в печи 7 и по линии 8 вводят во вторую колонну 9. Пары с верха колонны 9 частично конденсируют и охлаждают в конденсаторах-холодильниках 10, а затем по линии 11 вводят в емкость орошения 12. Верхний боковой погон колонны 9 по линии 13 подают на верх верхней отпарной секции 14. С низа отпарной секции 14 по линии 15 выводят бензиновую фракцию. Нижний боковой погон колонны 9 по линии 16 подают на верх нижней отпарной секции 17. С низа колонны 9 по линии 18 выводят мазут. В низ колонн 3 и 9 и отпарных секций 14 и 17 соответственно по линиям 19, 20 21 и 22 подают нагретые потоки. С верха емкостей 6 и 12 по линиям 23 и 24 выводят газы и подают соответственно в низ абсорберов 25 и 26. С верха абсорберов 25 и 26 соответственно по линиям 27 и 28 выводят сухой и жирный газы. Легкие бензиновые фракции с низа емкостей 6 и 12 соответственно по линиям 29 и 30 возвращают в качестве орошения колонн 3 и 9. Дизельную фракцию с низа отпарной секции 17 охлаждают в теплообменниках 31, холодильнике 32 и по линии 33 подают на верх абсорбера 25, а балансовый избыток выводят по линии 34. Остаток абсорбера 25 нагревают в теплообменниках 31 и 35 и по линии 36 подают на верх отпарной секции 17. Из колонны 9 выводят нижнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменнике 37 и холодильнике 38 и по линии 39 подают на верх абсорбера 26. Остаток с низа абсорбера 26 нагревают в теплообменнике 37 и по линии 40 возвращают в колонну 9. Пары с верха отпарных секций 14 и 17 соответственно по линиям 41 и 42 подают в колонны 9 и 3.

Сравнительные показатели работы схем перегонки нефти приведены в таблице 1.

Таблица 1
Основные показатели работы колонн
ПоказателиВариант 1 (прототип)Вариант 2 (предлагаемый способ)
123
Расход, т/ч
Сырья60,0060,00
сухого газа5,774,02
жирного газа-1,66
бензиновых фракций8,908,96
дизельных фракций17,1217,88
Мазута28,2127,48
паров с верха первой колонны7,7217,25
газа с верха емкости орошения первой колонны5,779,01
легкой бензиновой фракции0,31-
с низа емкости орошения первой колонны1,947,23
в том числе орошение первой колонны1,637,23
горячей струи в низ первой колонны60,00-
остатка первой колонны53,9162,99
паров с верха второй колонны18,7968,81
газа с верха емкости орошения второй колонны-4,89
легкой бензиновой фракции с низа емкости орошения второй колонны17,5463,27
в том числе орошения второй колонны13,2563,27
бокового погона наверх верхней отпарной секции5,6510,80
паров с верха верхней отпарной секции1,571,99
бокового погона на верх нижней отпарной секции22,4624,90
паров с верха нижней отпарной секции5,8612,71
верхнего циркуляционного орошения, выводимого из колонны20,9430,00
верхнего циркуляционного орошения, вводимого на верх абсорбера-30,00
верхнего циркуляционного орошения, выводимого с низа абсорбера и вводимого в колонну-34,99
сухого газа, выводимого с верха абсорбера-4,02
нижнего циркуляционного орошения, выводимого из колонны31,4120,00
нижнего циркуляционного орошения, вводимого на верх абсорбера-20,00
нижнего циркуляционного орошения, выводимого с низа абсорбера и вводимого в колонну-23,28
жирного газа, выводимого с верха абсорбера-1,66
водяного пара, вводимого в низ второй колонны0,520,50
водяного пара верхней отпарной секции0,210,15
водяного пара нижней отпарной секции0,520,70
водяного пара первой колонны-0,30
Температура, °С
в емкостях орошения и ввода орошения на верх колонн и абсорберов4040
ввода сырья в первую колонну100120
верха первой колонны6863
низа первой колонны211152
ввода горячей струи370-
ввода сырья во вторую колонну350350
верха второй колонны8552
вывода верхнего бокового погона12094
вывода верхнего циркуляционного орошения127237
охлаждения верхнего циркуляционного орошения в теплообменниках7070
охлаждения верхнего циркуляционного орошения в холодильниках4040
ввода верхнего циркуляционного орошения в колонну40250
вывода нижнего бокового погона200206
вывода нижнего циркуляционного орошения242282
охлаждения нижнего циркуляционного орошения в теплообменниках140140
охлаждения нижнего циркуляционного орошения в холодильниках10040
ввода нижнего циркуляционного орошения100210
низа второй колонны341341
ввода водяного пара350350
верха верхней отпарной секции11187
низа верхней отпарной секции9272
верха нижней отпарной секции193243
низа нижней отпарной секции174237
верха абсорбера сухого газа-45
низа абсорбера сухого газа-61
ввода остатка абсорбера сухого газа в отпарную колонну-250
верха абсорбера жирного газа-57
низа абсорбера жирного газа-65
ввода остатка абсорбера жирного газа в колонну-210
Давление, ата
в емкости орошения первой колонны9,059,05
верха первой колонны9,259,25
низа первой колонны9,409,40
в емкости орошения второй колонны2,252,25
верха второй колонны2,462,46
низа второй колонны2,692,69
верха верхней отпарной секции2,732,73
низа верхней отпарной секции2,802,80
верха нижней отпарной секции2,809,60
низа нижней отпарной секции2,869,66
верха абсорбера сухого газа-8,40
низа абсорбера сухого газа-8,46
верха абсорбера жирного газа-2,00
низа абсорбера жирного газа-2,06
Тепло, Гкал/ч
вводимое с сырьем в первую колонну3,2823,987
отводимое в конденсаторах-холодильниках первой колонны0,2471,5826
подводимое в печи, в т.ч.10,10010,222
- для нагрева горячей струи5,422-
- для нагрева сырья второй колонны4,67810,222
отводимое в конденсаторах-холодильниках второй колонны2,8556,224
отводимое в теплообменниках верхнего циркуляционного орошения0,6404,669
отводимое в холодильниках верхнего циркуляционного орошения0,3100,617
отводимое в теплообменниках нижнего циркуляционного орошения1,9511,950
отводимое в холодильниках верхнего циркуляционного орошения0,6770,854
вводимое с водяным паром, в т.ч.
- в низ первой колонны-0,308
- в низ второй колонны0,5370,513
- в низ верхней отпарной секции0,2150,154
- в низ нижней отпарной секции0,5370,717
подводимое в теплообменниках для нагрева верхнего циркуляционного орошения (остатка абсорбера сухого газа)-4,662
подводимое в теплообменниках для нагрева нижнего циркуляционного орошения (остатка абсорбера жирного газа)-1,964
Диаметр, м
первой колонны1,01,0
второй колонны2,02,8
верхней отпарной секции0,60,6
нижней отпарной секции0,80,8
абсорбера сухого газа-0,6
абсорбера жирного газа-1,0
Число теоретических тарелок, в т.ч.
- в укрепляющей секции первой колонны92
- в отгонной секции первой колонны57
- в укрепляющей секции второй колонны1717
- в отгонной секции второй колонны22
- в верхней отпарной секции77
- в нижней отпарной секции77
- в абсорбере сухого газа-7
- в абсорбере жирного газа-7
Содержание, % мас.
углеводородов, выкипающих до C5 в бензине5,770,18
фракции 160°С - КК в бензине0,930,90
фракции НК-160°С в дизельном топливе7,537,43
фракции 360°С - КК в дизельном топливе3,422,93
фракции НК-360°С в мазуте14,0511,51
Таблица 2
Состав газов в % мас.
КомпонентыВариант 1 (прототип)Вариант 2 (предлагаемый способ)
Сухой газСухой газЖирный газ
1. Содержание углеводородов C1-С245,6365,520,28
2. Содержание углеводородов С3-С443,0933,7296,28
3. Содержание углеводородов C5-С711,280,763,44
Всего100,00100,00100,00

Как видно из таблиц 1 и 2, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет разделить газ на сухой и жирный компоненты. При этом вместо 5,77 т/ч сухого газа с большим содержанием компонентов С3-С4 и бензиновых фракций удается получить 4,02 т/ч более качественного сухого газа и 1,60 т/ч жирного газа с содержанием компонентов, выкипающих ниже С3, 0,28% и выше С4 - 3,44%. При этом повышается качество продуктов разделения. Содержание в бензине углеводородов, выкипающих до С5, снижается с 5,77 до 0,18% мас., т.е. в 32 раза. Содержание в дизельном топливе фракции 360°С - КК снижается с 3,42 до 2,93% мас., а в мазуте фракции НК-360°С - с 14,05 до 11,51% мас.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет более четко разделить газ на сухой и жирный компоненты и повысить качество продуктов разделения, доведя его до требований на товарную продукцию.

1. Способ фракционирования нефти, включающий нагрев и ввод сырья в первую колонну с подачей паров с верха первой колонны после частичной конденсации в емкость орошения и получением в ней газа и легкой бензиновой фракции, с нагревом и вводом остатка первой колонны во вторую колонну и выводом паров с верха второй колонны после частичной конденсации в емкость орошения с получением в ней газа и легкой бензиновой фракции и выделением боковыми погонами второй колонны через отпарные секции бензиновой и дизельных фракций, а с низа второй колонны мазута, с возвратом паров с верха отпарных секций в колонну, с использование острого и циркуляционного орошений и ввода нагретых потоков в низ колонн и отпарных секций, отличающийся тем, что газы с верха емкостей орошения первой и второй колонн подают в абсорберы, орошаемые соответственно дизельной фракцией, отбираемой с низа отпарной секции, и нижним циркуляционным орошением второй колонны после дополнительного охлаждения, с верха абсорберов выводят соответственно сухой и жирный газы, нижнее циркуляционное орошение, отбираемое с низа второго абсорбера, перед вводом во вторую колонну нагревают, дизельную фракцию, выводимую с низа первого абсорбера, нагревают и подают на верх отпарной секции дизельной фракции, а пары с верха упомянутой отпарной секции подают в первую колонну в сечение между вводами в нее сырья и нагретого потока.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дизельную фракцию и нижнее циркуляционное орошение второй колонны перед подачей в абсорберы охлаждают до температуры 30-50°С.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбцию для получения сухого газа проводят под давлением 8,4-8,46 ата.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбцию для получения жирного газа проводят под давлением 2,00-2,06 ата.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижнее циркуляционное орошение перед вводом во вторую колонну нагревают до температуры 200-210°С.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что дизельную фракцию перед подачей на верх отпарной секции нагревают до температуры 240-250°С.

www.findpatent.ru

СПОСОБ ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ НЕФТИ

Изобретение относится к способам переработки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности при фракционировании нефти для получения полупродуктов для дальнейшей переработки.

Перегонка нефти на установках атмосферной и вакуумной ректификации является одним из наиболее энергозатратных процессов нефтепереработки, в связи с чем разработка способов, позволяющих снизить потребление топлива и электроэнергии за счет рекуперации вторичных энергоресурсов технологических потоков, является актуальной задачей.

Известна установка атмосферной перегонки нефти [Патент РФ №2205055, опубл. 27.05.2003 г., МПК B01D 3/14, C10G 7/00], при работе которой используют способ фракционирования, включающий разделение нефти на два потока, нагрев одного потока из них за счет тепла конденсации паров легкого и тяжелого бензина и циркуляционного орошения, нагрев другого потока нефти за счет тепла конденсации керосиновой и дизельной фракций, а также тепла отходящего мазута, ректификацию нагретой нефти с получением газа и легкого бензина, выводимых с установки после охлаждения нефтью, и отбензиненной нефти, которую дополнительно нагревают в печи огневого нагрева и подвергают дополнительной ректификации с получением тяжелого бензина, керосиновой, дизельной фракций и мазута, выводимых с установки после охлаждения нефтью.

Основными недостатками известного способа является необходимость использования большого количества оборудования (28 единиц оборудования, включая 10 теплообменников и 9 насосов) и его высокая металлоемкость. Способ предусматривает использование водяного пара в качестве парового орошения, что приводит к обводнению продуктов переработки и необходимости дополнительной их осушки. Кроме того, способ не предусматривает дальнейшей переработки мазута, который выводят с установки в охлажденном состоянии.

Известны способ и устройство (варианты) для переработки нефти [Патент РФ №2398811, опубл. 10.09.2010 г., МПК C10G 9/14], которые обеспечивают фракционирование нефти с получением атмосферного дистиллята, вакуумного дистиллята и вакуумного остатка в качестве полупродуктов для дальнейшей переработки. Способ включает перегонку нагретой нефти при давлении, близком к атмосферному, с получением атмосферного дистиллята и нефти, от которой отогнаны легкие фракции (мазута), и вакуумную сепарацию мазута с получением вакуумного дистиллята и вакуумного остатка.

Недостатком указанного способа является низкая энергоэффективность из-за необходимости использования сторонних источников холода для конденсации дистиллятных продуктов атмосферной и вакуумной перегонки и отсутствия рекуперации тепла. Способ требует также энергетических расходов для создания вакуума на стадии вакуумной перегонки.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ перегонки нефтяного сырья [Патент РФ №2420559, опубл. 10.06.2011 г., МПК C10G 7/00], который принят в качестве прототипа и предусматривает углубленную рекуперацию тепла технологических потоков при фракционировании. Способ включает нагрев нефти остатком сепарации жидкости второй колонны (дизельной фракцией), остатком первой колонны (мазутом), парами дистиллята первой колонны (парами широкой фракции углеводородов), а также в печи, последующее фракционирование путем отпаривания водяным паром с получением дистиллята первой колонны (широкой фракции углеводородов) и мазута (остатка фракционирования) и последующую переработку широкой фракции углеводородов путем ректификации с получением газа, бензиновой фракции и кубового продукта, который подогревают мазутом и сепарируют с получением паров, возвращаемых на стадию ректификации, и дизельной фракции.

Недостатками известного способа являются: использование хладоагента при ректификации для конденсации паров дистиллята второй колонны, что приводит к потерям тепла, отсутствие рекуперации тепла приводит к повышенному расходу топлива на нагрев нефти, использование большого количества оборудования (11 единиц оборудования без учета насосов, включая 5 теплообменников) и его высокая металлоемкость. Отпаривание широкой дистиллятной фракции водяным паром приводит к обводнению продуктов переработки и необходимости их дополнительной осушки.

Задача изобретения - дополнение способа стадией переработки мазута, предотвращение потерь тепла, снижение расхода топлива на нагрев нефти, исключение применения водяного пара, снижение металлоемкости оборудования.

Технический результат, который может быть достигнут при осуществлении предлагаемого способа:

- дополнение способа стадией переработки мазута путем вакуумной сепарации с получением вакуумного газойля и вакуумного остатка,

- предотвращение потерь тепла за счет конденсации паров фракционирования внутренними технологическими потоками,

- исключение или минимизация расхода топлива на нагрев нефти за счет использования вторичных ресурсов тепла продуктов переработки вакуумного газойля и гидропереработки вакуумного остатка,

- исключение применения водяного пара за счет использования паров переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка в качестве парового орошения,

- снижение металлоемкости оборудования за счет уменьшения количества оборудования.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем нагрев нефти парами широкой фракции углеводородов, последующий нагрев ее в печи, отпаривание широкой фракции углеводородов с получением остатка фракционирования и последующую переработку широкой фракции углеводородов, особенностью является то, что нефть предварительно разделяют на две части, одну из которых нагревают парами вакуумного газойля, другую нагревают парами широкой фракции углеводородов, обе части нефти смешивают и, по меньшей мере, часть полученной смеси дополнительно нагревают парами первой стадии фракционирования и фракционируют в три стадии, причем на первой стадии осуществляют отпаривание нефти газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка с получением паров и остатка первой стадии фракционирования, на второй стадии пары первой стадии фракционирования подвергают дефлегмации за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, которые конденсируют за счет охлаждения нефтью с получением газа второй стадии фракционирования и широкой фракции углеводородов, выводимых с установки для дальнейшей переработки известными способами, на третьей стадии остаток первой стадии фракционирования смешивают с жидким продуктом переработки вакуумного газойля и подвергают вакуумной сепарации с получением вакуумного остатка, который выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем каталитической гидроконверсии или замедленного коксования, с получением газообразных продуктов и остатка, а также паров вакуумного газойля, которые конденсируют за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью, с получением вакуумного газойля и несконденсированных газов, выводимых с установки с помощью вакуумсоздающего устройства, при этом вакуумный газойль нагревают парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелой газойлевой фракцией и выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем термической конверсии, каталитического крекинга или гидрокрекинга, с получением газообразного и жидкого продукта.

При фракционировании легких нефтей и газовых конденсатов, когда тепла, подводимого с газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка недостаточно, и при технологически обоснованном давлении не достигается требуемая полнота отпаривания дизельных фракций из нефти, ее перед подачей на первую стадию фракционирования дополнительно нагревают в печи.

В заявляемом способе раздельный нагрев нефти двух частей нефти за счет тепла конденсации паров вакуумного газойля и за счет тепла конденсации паров широкой фракции углеводородов фракции, объединение обеих частей и дополнительный нагрев по меньшей мере части полученной смеси за счет тепла конденсации паров тяжелой газойлевой фракции позволяет полностью рекуперировать тепло конденсации продуктов фракционирования, за счет чего минимизировать (или, при фракционировании тяжелых нефтей, полностью исключить) расход топлива на нагрев нефти.

Отпаривание широкой дистиллятной фракции парами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка на первой стадии фракционирования позволяет исключить применение водяного пара и предотвратить обводнение продуктов переработки, а также обеспечивает использование тепла потоков, получаемых при переработке вакуумного газойля и вакуумного остатка для фракционирования нефти.

Дефлегмация паров широкой дистиллятной фракции за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, их конденсация за счет охлаждения нефтью на второй стадии фракционирования позволяет получить широкую фракцию углеводородов с заданной температурой конца кипения, рекуперировать тепло конденсации паров, за счет чего снизить потребление топлива.

Вакуумная сепарация смеси остатка отпаривания с остатком переработки вакуумного газойля на третьей стадии фракционирования позволяет получить вакуумный остаток для целей дальнейшей переработки с получением паров и остатка, а также пары вакуумного газойля. Вакуум поддерживают за счет отсоса несконденсированных газов вакуумсоздающим устройством.

Конденсация паров вакуумного газойля за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью позволяет получить вакуумный газойль для целей дальнейшей переработки с получением газообразного и жидкого продукта, а также позволяет рекуперировать тепло конденсации, за счет чего снизить расход топлива.

Смешение остатка фракционирования с жидким продуктом переработки вакуумного газойля, имеющим высокую температуру, позволяет увеличить отбор паров вакуумного газойля за счет увеличения температуры вакуумной сепарации.

Нагрев вакуумного газойля парами вакуумного газойля позволяет рекуперировать тепло конденсации, а дальнейшая его переработка в смеси с тяжелой газойлевой фракцией позволяет получить газообразные продукты для отпарки нефти.

Дополнительный нагрев нефти в печи позволяет использовать заявляемый способ для фракционирования легких нефтей и газовых конденсатов.

Предлагаемый способ позволяет реализовать все стадии фракционирования в двух аппаратах (без учета нагревательной печи и насосов), что позволяет существенно снизить металлоемкость оборудования.

Заявляемый способ осуществляют следующим образом (см. чертеж).

Нефть (I) разделяют на две части, одну из которых (II) нагревают в холодильнике-конденсаторе 1 за счет теплоты конденсации паров широкой фракции углеводородов (III), другую часть нефти (IV) нагревают в холодильнике-конденсаторе 2 за счет теплоты конденсации паров вакуумного газойля (V), далее обе части нефти смешивают и, по меньшей мере, часть нефти нагревают в дефлегматоре 3 и направляют на фракционирование, осуществляемое в три стадии.

На первой стадии фракционирования нефть подают наверх отпарной колонны 4, вниз которой в качестве парового орошения подают газообразные продукты переработки тяжелой газойлевой фракции (VI) и вакуумного остатка (VII). С верха отпарной колонны 4 выводят пары (VIII), а с низа - остаток первой стадии фракционирования (IX).

На второй стадии фракционирования пары первой стадии фракционирования (VIII) направляют в дефлегматор 3, где за счет охлаждения частью нефти выделяют тяжелый газойль (X) и пары широкой фракции углеводородов (III), которые конденсируют в холодильнике-конденсаторе 1 за счет охлаждения частью нефти (II) с получением газа фракционирования (XI) и широкой фракции углеводородов (XII), которые выводят с установки для дальнейшей переработки известными способами.

На третьей стадии фракционирования остаток первой стадии фракционирования (IX) смешивают с жидким продуктом переработки тяжелой газойлевой фракции (XIII) и подвергают вакуумной сепарации в сепараторе 5 с получением вакуумного остатка (XIV) и паров вакуумного газойля (V), которые конденсируют в холодильнике-конденсаторе 2 с получением вакуумного газойля (XV) и несконденсированных газов (XVI), которые отсасывают вакуумсоздающим устройством (на схеме не показано). Вакуумный газойль (XV) подогревают в холодильнике-конденсаторе 2 и смешивают с тяжелым газойлем (X) с получением тяжелой газойлевой фракции (XVII), которую выводят с установки для дальнейшей переработки известным способом.

Таким образом, при фракционировании нефти получают газ (XI), широкую фракцию углеводородов (XII), тяжелую газойлевую фракцию (XVII) и вакуумный остаток (XIV).

При переработке легких нефтей и газовых конденсатов нефть дополнительно нагревают в печи огневого нагрева 6 (условно пунктиром показан теплообменник).

Сущность изобретения иллюстрируется следующим примером.

Обессоленную и обезвоженную нефть (100%, здесь и далее - % масс. на сырье) Новотомышского нефтяного месторождения, Ульяновская область (плотность при 20°С 890,5 кг/м3, вязкость кинематическая при 20°С 47,8 сСт, массовая доля серы 1,06%, НК 70,9°С, перегоняется, % об. до 100°С - 1,0, до 150°С - 4,5, до 200°С - 13,0, до 250°С - 20,5, до 300°С - 31,0) разделяют на две части, одну из которых парами широкой фракции углеводородов, другую парами тяжелой газойлевой фракции, далее обе части нефти смешивают, дополнительно нагревают парами широкой дистиллятной фракции и с температурой 345°С, при 0,25 МПа абс. подают наверх отпарной колонны, вниз которой в качестве парового орошения подают 24% паров, получаемых при термической переработке тяжелой газойлевой фракции, имеющих температуру 430°С, и 15% паров, получаемых при гидропереработке вакуумного остатка, имеющих температуру 435°С.

С верха отгонной колонны отбирают 95% паров широкой дистиллятной фракции с температурой 390°С, из которых в дефлегматоре выделяют 6% тяжелого газойля и 89% паров широкой фракции углеводородов, которые конденсируют за счет охлаждения частью нефти с получением 4% газа фракционирования и 85% широкой фракции углеводородов.

Смесь 52% остатка фракционирования, отбираемого с низа отгонной колонны, и 2% остаточной фракции термической конверсии тяжелой газойлевой фракции с температурой 380°С подвергают вакуумной сепарации при 0,007 МПа абс. и получают 26% вакуумного остатка и 26% паров вакуумного газойля (V), которые конденсируют за счет охлаждения нефтью с получением 25,98% вакуумного газойля и 0,02% несконденсированных газов, которые направляют в вакуумсоздающее устройство. Вакуумный газойль, подогретый парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелым газойлем и получают 31,98% тяжелой газойлевой фракции с температурой 340°С.

Из примера видно, что предлагаемый способ фракционирования нефти позволяет получать дистиллятные и остаточные углеводородные фракции в качестве полупродуктов для дальнейшей переработки при полном использовании тепла технологических потоков переработки нефти и может быть использован в нефтеперерабатывающей промышленности.

edrid.ru

Способ получения прямогонных нефтяных газов при фракционировании нефти

Изобретение относится к нефтепереработке и может быть использовано на установках первичной переработки нефти с двукратным испарением для увеличения вывода компонентов сжиженного газа - фракции С3-С4 посредством сокращения потерь. Изобретение касается способа получения прямогонных нефтяных газов при фракционировании обессоленной и обезвоженной нефти путем отгонки газов в колонне с последующим их охлаждением, абсорбцией бензинами процесса фракционирования обессоленной и обезвоженной нефти и выделением при последующей стабилизации, при этом процесс абсорбции прямогонных углеводородных газов бензинами проводят путем подачи парожидкостной смеси, образовавшейся после конденсации паров верха колонны предварительного испарения в конденсаторах-холодильниках этой колонны, в нижнюю часть рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения, которая снабжена в ее верхней части дополнительной секцией контактных устройств, состоящих из встроенного в емкость газосепаратора стакана с насадкой и расположенной над ним ситчатой распределительной тарелкой, на которую подают в качестве орошения абсорбент - фракцию нестабильного бензина из рефлюксной емкости верха основной ректификационной колонны, которым абсорбируют прямогонные углеводородные газы из парожидкостной смеси и, далее, смесевую фракцию (нестабильный бензин) с низа рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения подают частично на орошение колонны предварительного испарения, а избыточное количество направляют в колонну стабилизации, в верхней части которой отбирают сжиженный углеводородный газ - сырье установок газофракционирования, а не абсорбированные легкие фракции прямогонных углеводородных газов отбирают с верха рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения и направляют в сепаратор-отстойник и далее - в топливную линию. Технический результат -повышение отбора сжиженных газов при первичной переработке нефти без увеличения расхода энергоресурсов путем сокращения потерь при сбросе газа в топливную сеть. 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтепереработке и может быть использовано на установках первичной переработки нефти с двукратным испарением для увеличения вывода компонентов сжиженного газа - фракции С3-С4 посредством сокращения потерь.

Одной из основных задач процесса первичной переработки нефти является достижение наиболее эффективного разделения перерабатываемого сырья на отдельные фракции с целью получения главных сырьевых потоков для всех последующих нефтеперерабатывающих и нефтехимических процессов, включая максимальный отбор фракций легких углеводородов-сжиженных газов.

Известно, что на установках первичной переработки нефти - установках АВТ, при типовой схеме работы в рефлюксной емкости-газосепараторе первой ректификационной колонны - колонны предварительного испарения при отсутствии полной конденсации паров колонны, процесс разделения жидкой и паровой фаз проходит в режиме однократного испарения, что является одной из главных причин потери отбора сжиженных пропана и бутана, которые уходят с несконденсированным газом в топливную сеть.

Решение технической задачи достижения максимального отбора фракций легких углеводородов С3-С4 путем повышения давления в первой ректификационной колонне приводит к более полной конденсации газов и уменьшению потерь. Однако этот путь ведет к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат, кроме того, повышение давления приводит к уменьшению доли отгона в эвапарационном пространстве первой колонны и снижению четкости ректификации.

Известен способ перевода несконденсировавшихся углеводородных газов в сжиженное состояние (Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. Москва, Химия, 1981, стр.164), при котором несконденсированные газы из газосепаратора первой ректификационной колонны направляются на компремирование.

Недостатками этого процесса являются:

- капитальные затраты, связанные с необходимостью строительства компрессорной для осуществления процесса;

- дополнительные затраты, необходимые на обеспечение электроэнергией и другими ресурсами.

Известен способ первичной переработки нефти (Нефтепереработка и нефтехимия, 2003 год, №6, стр.30), при котором повышается эффективность работы установки за счет включения в технологическую схему орошения колонны К-1 бензина из рефлюксной емкости колонны К-2. Потери при этом уменьшаются за счет снижения расхода сдувки газа из емкости орошения колонны К-1, что обусловлено утяжелением бензиновых фракций, поступающих в емкость орошения К-1.

К недостаткам этого способа относится то, что:

- в колонну К-1 направляется лишь часть потока бензина колонны К-2, бензин, идущий мимо предложенной схемы, не насыщается газами, что приводит к увеличению потерь;

- бензин колонны К-2 содержит большое количество сероводорода и воды и непосредственное его направление в линию орошения колонны К-1 и далее в колонну К-1 может привести к усилению коррозии колонны К-1 и всего конденсационного оборудования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ (а.с. №478053) получения прямогонных нефтяных газов при фракционировании нефти путем отгонки газов в колонне с последующим их охлаждением и абсорбцией при повышенном давлении в бензинах: стабильном, нестабильном или (и) их смеси и дальнейшим выделением газов в процессе десорбции. При этом поток бензина основной ректификационной колонны и бензина стабилизатора направляется в систему конденсации первой ректификационной колонны.

Недостатками этого процесса являются:

- увеличение расхода энергоресурсов вследствие наличия дополнительного циркулирующего потока бензина колонны стабилизации;

- подача бензина основной ректификационной колонны К-2 в систему конденсации К-1 вносит дополнительные коррозионные агенты в систему конденсации К-1;

- недостаточная эффективность процесса абсорбции газов бензинами вследствие протекания его одновременно с процессом конденсации в системе конденсации колонны предварительного испарения.

Целью настоящего изобретения является разработка способа получения прямогонных углеводородных газов при первичной перегонке нефти в сжиженном состоянии без компрессора, позволяющего повысить отбор сжиженных газов без увеличения расхода энергоресурсов путем сокращения потерь при сбросе газа в топливную сеть.

Поставленная цель достигается способом получения прямогонных нефтяных газов при фракционировании обессоленной и обезвоженной нефти путем отгонки газов в колонне с последующим их охлаждением, абсорбцией бензинами процесса фракционирования обессоленной и обезвоженной нефти и выделением сжиженных углеводородных газов на блоке стабилизации. При этом процесс абсорбции прямогонных углеводородных газов бензинами осуществляют в рефлюксной емкости-газосепараторе колонны предварительного испарения. Парожидкостную смесь, образовавшуюся после конденсации паров верха колонны предварительного испарения в конденсаторах-холодильниках этой колонны, направляют в нижнюю часть рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения, снабженную в ее верхней части дополнительной секцией контактных устройств, состоящих из встроенного в рефлюксную емкость-газосепаратор стакана с насадкой и расположенной над ним ситчатой распределительной тарелкой, на которую подают в качестве орошения абсорбент - фракцию нестабильного бензина из рефлюксной емкости верха основной ректификационной колонны, которым абсорбируют прямогонные углеводородные газы из парожидкостной смеси и, далее, смесевую бензиновую фракцию (нестабильный бензин) с низа рефлюксной емкости-газосепаратора направляют в колонну стабилизации, в верхней части которой отбирают сжиженный углеводородный газ - сырье установок газофракционирования, а не абсорбированные легкие фракции прямогонных углеводородных газов с верха рефлюксной емкости-газосепаратора направляют в сепаратор-отстойник и далее - в топливную линию.

Существенным отличительным признаком предлагаемого способа является то, что парожидкостную смесь, образовавшуюся после конденсации паров верха колонны предварительного испарения в конденсаторах-холодильниках этой колонны, подают в нижнюю часть рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения, снабженную в ее верхней части дополнительной секцией контактных устройств, состоящих из встроенного в рефлюксную емкость-газосепаратор стакана с насадкой и расположенной над ним ситчатой распределительной тарелкой, на которую подают в качестве орошения абсорбент - фракцию нестабильного бензина из рефлюксной емкости верха основной ректификационной колонны, которым абсорбируют прямогонные углеводородные газы из парогазовой смеси и, далее, образовавшуюся смесевую бензиновую фракцию (нестабильный бензин) с низа газосепаратора направляют в колонну стабилизации, в верхней части которой отбирают сжиженный углеводородный газ - сырье установок газофракционирования, а не абсорбированные легкие фракции прямогонных углеводородных газов с верха рефлюксной емкости-газосепаратора направляют в сепаратор-отстойник и далее - в топливную линию.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «новизна».

Анализ известных технических решений по способам получения прямогонных нефтяных газов при фракционировании нефти позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с существенными отличительными признаками заявленного способа, т.е. о соответствии заявляемого способа требованиям изобретательного уровня.

Способ осуществляют следующим образом (см. чертеж).

Нефть, после прохождения первичной подготовки на установке ЭЛОУ - обезвоживания и обессоливания, с температурой не более 280°С подают в колонну предварительного испарения 1 установки АВТ, где с верха колонны отбирают пары фракции НК-180°С, которые проходят аппараты воздушного захолаживания 2 и конденсаторы-холодильники 3, где происходит предварительное поглощение прямогонных углеводородных газов сконденсировавшейся легкой бензиновой фракцией. После конденсаторов-холодильников образовавшуюся парожидкостную смесь направляют в нижнюю часть рефлюксной емкости-газосепаратора 4 колонны предварительного испарения, где и происходит разделение газовой и жидкой фазы. Отделенную газовую фазу направляют под контактное устройство, которым дополнительно снабжена рефлюксная емкость-газосепаратор в ее средней части. Отбензиненную нефть, отбираемую с низа колонны предварительного испарения 1, нагревают в печи 6 и направляют в основную ректификационную колонну 7. Пары фракции бензина с верха основной ректификационной колонны 7 направляют в аппараты воздушного захолаживания 2А и конденсаторы-холодильники 3А, где происходит их конденсация и далее их собирают в рефлюксной емкости 8.

Часть нестабильного бензина основной ректификационной колонны из рефлюксной емкости 8 подают на орошение основной ректификационной колонны 7, а его избыток подают в качестве орошающего абсорбента прямогонных углеводородных газов из газовой фазы парожидкостной фракции (НК-180°С), поступившей в рефлюксную емкость-газосепаратор 4 из конденсаторов-холодильников 3 колонны предварительного испарения.

Контактное устройство, которым дополнительно снабжена рефлюксная емкость-газосепаратор в ее средней части, представляет собой закрепленный на опорном устройстве внутри емкости стакан, имеющий в поперечном сечении круг либо квадрат, заполненный по его высоте расчетным количеством насадки, эквивалентным одной теоретической тарелке, и с расположенной сверху стакана с насадкой распределительной тарелкой. В качестве насадки могут быть использованы кольца Рашига. А распределительная тарелка представляет собой ситчатый распределитель орошения с отверстиями диаметром 15 мм и пошаговым расположением 100 мм. На ситчатую распределительную тарелку через верхний входной штуцер емкости-газосепаратора подают из рефлюксной емкости 8 нестабильный бензин верха основной ректификационной колонны 7 (фракция 60-180°С), который используют в качестве орошающего абсорбента прямогонных углеводородных газов из газовой фазы парожидкостной фракции (НК-180°С), поступившей в рефлюксную емкость-газосепаратор из конденсаторов-холодильников колонны предварительного испарения. Процесс абсорбции в емкости-газосепараторе проводят при следующих технологических параметрах: давлении не более 2,5 ати, температуре - не более 58°С, скорости подачи абсорбирующего агента 20-30 т/час.

Легкие фракции прямогонного углеводородного газа, не абсорбированные бензином основной ректификационной колонны, с верхнего штуцера емкости-газосепаратора 4 подают в сепаратор-отстойник 5 и далее направляют в топливную сеть установки. Фракция НК-180 с абсорбированным прямогонным углеводородным газом с низа емкости-газосепаратора 4 частично подается на орошение колонны 1, а избыточное количество этой фракции выводится в колонну стабилизации 9. С верха колонны стабилизации 9 отбирают фракцию углеводородных газов прямой перегонки обессоленной и обезвоженной нефти, которую затем направляют в аппараты воздушного захолаживания 2В и конденсаторы-холодильники 3В, где углеводородные газы конденсируют и собирают в рефлюксной емкости 10. Часть фракции углеводородных газов прямой перегонки обессоленной и обезвоженной нефти из рефлюксной емкости 10 подают в колонну стабилизации 9 в качестве орошения, а ее избыточное количество (сжиженный углеводородный газ) выводят с установки и направляют в качестве сырья на установки газофракционирования. Стабильный бензин с низа колонны стабилизации 9 выводят с установки в качестве сырья для установок риформинга и (либо) подвергают ректификации на узкие бензиновые фракции на блоке вторичной ректификации бензина.

Примеры исполнения.

На установке первичной перегонки нефти АВТ-3 ОАО «Славнефть-ЯНОС» проведены промышленные испытания способа получения прямогонных нефтяных газов по вышеописанной технологии.

Нефть после прохождения первичной подготовки - обезвоживания и обессоливания, с температурой не более 280°С подают в первую ректификационную колонну (колонну предварительного испарения) 1, где с верха колонны отбирают пары фракции НК-180°С, которые проходят аппараты воздушного захолаживания 2 и конденсаторы-холодильники 3, где происходит частичное поглощение прямогонных углеводородных газов сконденсировавшейся легкой бензиновой фракцией. После конденсаторов-холодильников образовавшуюся парожидкостную смесь направляют в нижнюю часть рефлюксной емкости-газосепаратора 4 колонны 1, где и происходит разделение газовой и жидкой фазы. Отделенную газовую фазу направляют под контактное устройство, которым дополнительно снабжен газосепаратор 4 в его верхней части. Это дополнительное контактное устройство представляет собой закрепленный на опорном устройстве внутри емкости 4 стакан, имеющий в поперечном сечении круг либо квадрат, заполненный по его высоте расчетным количеством насадки, эквивалентным одной теоретической тарелке, и с расположенной сверху стакана с насадкой ситчатой распределительной тарелкой. В качестве насадки используют кольца Рашига. А распределительная тарелка представляет собой ситчатый распределитель орошения с отверстиями диаметром 15 мм и пошаговым расположением 100 мм. На распределительную тарелку через верхний входной штуцер рефлюксной емкости-газосепаратора 4 подают нестабильный бензин из рефлюксной емкости 8 верха основной ректификационной колонны 7 (фракция 60-18°С), который используют в качестве орошающего агента при абсорбции прямогонных углеводородных газов из газовой фазы парожидкостной фракции (НК-180°С), поступившей в емкость-газосепаратор 4 из конденсаторов-холодильников 3 колонны 1. Процесс абсорбции в газосепараторе проводят при следующих технологических параметрах: давлении не более 2,5 ати, температуре - не более 58°С, скорости подачи абсорбирующего агента 20-30 т/час.

Легкие фракции прямогонного углеводородного газа, не абсорбированного бензином верха основной ректификационной колонны 7, с верхнего штуцера емкости-газосепаратора 4 подают в сепаратор-отстойник 5 и далее направляют в топливную сеть установки. Фракцию НК-180 с абсорбированным прямогонным углеводородным газом с низа рефлюксной емкости-газосепаратора 4 частично подают на орошение колонны 1, а избыточное количество этой фракции выводят в колонну стабилизации 9, с верха которой отбирают фракцию углеводородных газов прямой перегонки нефти (сжиженный углеводородный газ) - сырье для установки газофракционирования. Часть стабильного бензина с низа колонны стабилизации 9 выводят с установки в качестве сырья для установок риформинга, а другую часть подвергают ректификации на узкие бензиновые фракции на блоке вторичной ректификации бензина установки.

Примеры исполнения предлагаемого способа, технологические параметры процесса, его результаты, а также результаты проведения процесса согласно прототипу представлены в таблице.

Полученные результаты позволяют сделать вывод, что проведение процесса по предлагаемому способу позволяет вследствие присутствия дополнительных контактных устройств значительно интенсифицировать процесс абсорбции прямогонных углеводородных газов из парожидкостной смести колонны предварительного испарения бензином верха основной ректификационной колонны и, при достаточно низком давлении (около 2 ати), значительно сократить количество прямогонных углеводородных газов, сдуваемых из рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения (через сепаратор-отстойник) в топливную сеть установки, снизить содержание в сдуваемых газах ценных пропана и бутана, увеличить сырьевую базу газовых процессов и, в целом, способствует повышению эффективности первичной переработки нефти.

Кроме того, предлагаемая схема позволяет достичь цели изобретения - уменьшить расход энергоресурсов, вследствие отсутствия в процессе дополнительных циркулирующих потоков, так как для реализации способа достаточно аппаратов, имеющихся в схеме типичной АВТ с двукратным испарением: бензин основной ректификационной колонны без дополнительных энергозатрат (в сравнении с прототипом) попадает в рефлюксную емкость-газосепаратор колонны предварительного испарения и далее - в колонну стабилизации.

Таблица
Примеры исполнения Прототип
1 2 3 4 5 6
Состав газовых фракций из сепаратора-отстойника 5
Содержание C1-C2, мас.% 44,9 39,81 56,36 54,60 14,11 14,57
Содержание суммы С3-С4, мас.% 35,58 40,1 23,29 23,45 69,49 68,45
Содержание C5 и выше, мас.% 15,47 15,38 16,9 16,5 13,19 13,13
Содержание СО2, N2, h3S 4,05 4,71 3,45 5,45 3,21 3,85
Состав газовых фракций из рефлюксной емкости 10
Содержание C1-C2, мас.% 1,5 1,4 1,2 1,0 2,8 1,9
Содержание суммы С3-С4, мас.% 75,6 76,2 79,3 77,7 73,1 74,4
Содержание С5 и выше, мас.% 21,0 20,4 18,2 19,8 21,5 21,3
Содержание СО2, N2, h3S 1,9 2,0 1,3 1,5 2,6 2,4
Параметры процесса:
Температура в гасосепараторе 4, °С 50 48 49 48 50,7 48
Давление в газосепараторе 4, ати 2,00 1,98 2,10 2,11 2,16 2,01
Расход бензина из рефлюксной емкости 8 на абсорбцию, мас.% 66 66 100 100 0 0
Давление в рефлюксной емкости 8, ати 0,06 0,04 0,14 0,16 0,09 0,02
Температура в рефлюксной емкости 8, °С 44 45 47 48 48 38
Давление в рефлюксной емкости 10, ати 7,4 7,3 7,4 7,3 7,1 7,3
Температура в рефлюксной емкости 10, °С 52 50 53 52 53 54

Способ получения прямогонных нефтяных газов при фракционировании обессоленной и обезвоженной нефти путем отгонки газов в колонне с последующим их охлаждением, абсорбцией бензинами процесса фракционирования обессоленной и обезвоженной нефти и выделением при последующей стабилизации, отличающийся тем, что процесс абсорбции прямогонных углеводородных газов бензинами проводят путем подачи парожидкостной смеси, образовавшейся после конденсации паров верха колонны предварительного испарения в конденсаторах-холодильниках этой колонны, в нижнюю часть рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения, которая снабжена в ее верхней части дополнительной секцией контактных устройств, состоящих из встроенного в емкость газосепаратора стакана с насадкой и расположенной над ним ситчатой распределительной тарелкой на которую подают в качестве орошения абсорбент - фракцию нестабильного бензина из рефлюксной емкости верха основной ректификационной колонны, которым абсорбируют прямогонные углеводородные газы из парожидкостной смеси и, далее смесевую фракцию (нестабильный бензин) с низа рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения подают частично на орошение колонны предварительного испарения, а избыточное количество направляют в колонну стабилизации, в верхней части которой отбирают сжиженный углеводородный газ - сырье установок газофракционирования, а неабсорбированные легкие фракции прямогонных углеводородных газов отбирают с верха рефлюксной емкости-газосепаратора колонны предварительного испарения и направляют в сепаратор-отстойник и далее в топливную линию.

www.findpatent.ru

способ фракционирования нефти - патент РФ 2058368

Использование: первичная перегонка нефти во фракционирующем аппарате с рекуперацией тепла технологических потоков. Сущность: фракционирование нефти осуществляют в горизонтальном многоступенчатом аппарате, разделенном на совмещенные ступени конденсации и испарения вертикальными и поперечными перегородками и снабженном по длине устройствами теплоотвода в верхней части для последовательной конденсации паров и теплоотвода в нижней части для последовательного испарения жидкости. Нефть разделяют на два потока, один из которых нагревают в теплообменниках, где рекуперируют тепло охлаждаемых фракций дизельного топлива и потока мазута, и затем пропускают через устройства теплоотвода в качестве хладагента, после чего смешивают с вторым потоком нефти, также подогретым другим потоком мазута. Смесь нагревают в печи и направляют на фракционирование, при этом поток отобранного мазута нагревают в печи и вводят в устройство теплоотвода в качестве теплоносителя. 1 ил., 3 табл. Изобретение относится к способам фракционирования нефти и может быть использовано в нефтяной и нефтехимической промышленности. Известен способ фракционирования нефти, включающий ректификацию нефти, подвод и отвод тепла и отбор фракций бензина, дизельного топлива и остатка мазута [1] При этом отвод тепла осуществляют водой в конденсаторах-холодильниках паров бензина или вентиляцией воздуха в аппаратах воздушного охлаждения, подвод тепла циркуляцией через печь части мазута горячей струи, смешиваемой в кубе с остатком. Часть сконденсированной бензиновой фракции возвращается в колонну в виде жидкостного орошения. Жидкая фаза горячей струи смешивается в кубе колонны с остатком, повышая без необходимости его температуру. Необходимость обеспечения орошения и нагрев остатка требует увеличения поверхности теплообмена и энергетических затрат. Таким образом, недостатком известного способа являются большие капитальные и энергетические затраты. Цель изобретения снижение капитальных и энергетических затрат. Указанная цель достигается тем, что согласно способу фракционирования нефти, включающему нагрев исходной нефти перед подачей в фракционирующий аппарат, отбор паро-газовой фракции бензина с одного конца аппарата, фракции дизельного топлива из средней зоны и мазута с другого конца двумя потоками при использовании одного потока в виде теплоносителя после дополнительного его подогрева, охлаждение полученных фракций в теплообменниках с рекуперацией тепла, фракционирование нефти осуществляют в горизонтальном многоступенчатом аппарате, разделенном на совмещенные ступени конденсации и испарения вертикальными и поперечными перегородками, снабженном по длине устройствами теплоотвода в верхней части для последовательной конденсации паров и теплоотвода в нижней части для последовательного испарения жидкости, причем нефть разделяют на два потока, один из которых нагревают в теплообменниках, где рекуперируют тепло охлаждаемых фракций дизельного топлива и потока мазута, и затем пропускают через устройства теплоотвода в качестве хладагента, после чего смешивают с вторым потоком нефти, также подогретым другим потоком мазута, смесь нагревают в печи и направляют на фракционирование, при этом поток отобранного мазута нагревают в печи и вводят в устройство теплоотвода в качестве теплоносителя. Отличием предлагаемого способа является фракционирование нефти в горизонтальном многоступенчатом аппарате, разделенном на совмещенные ступени конденсации и испарения вертикальными и поперечными перегородками, снабженном по длине устройствами теплоотвода в верхней части для последовательной конденсации паров и теплоотвода в нижней части для последовательного испарения жидкости, причем нефть разделяют на два потока, один из которых нагревают в теплообменниках, где рекуперируют тепло охлаждаемых фракций дизельного топлива и потока мазута, и затем пропускают через устройства теплоотвода в качестве хладагента, после чего смешивают с вторым потоком нефти, также подогретым другим потоком мазута, смесь нагревают в печи и направляют на фракционирование, при этом поток отобранного мазута нагревают в печи и вводят в устройство теплоотвода в качестве теплоносителя. Предлагаемый способ, в отличие от известных науке и технике, обеспечивает снижение капитальных и энергетических затрат. На чертеже приведена схема предлагаемого способа. Исходная нефть I перед подачей на фракционирование в горизонтальный аппарат совмещенной многоступенчатой конденсации и испарения смеси 1 распределяется на два потока. Первый поток нефти последовательно охлаждает в теплообменниках 2 и 3 фракции дизельного топлива и мазута, использованного в качестве теплоносителя для подвода тепла, и вводится в горизонтальный аппарат в качестве хладоносителя для отвода тепла. Второй поток нефти нагревается в теплообменнике 4 за счет охлаждения другого потока мазута, выводимого из горизонтального аппарата, смешивается с первым потоком нефти, нагревается в печи 5 и вводится на фракционирование в концевую зону горизонтального аппарата. С противоположного конца горизонтального аппарата в паровой фазе выводятся фракции бензина, конденсируются в холодильнике 6 и направляются в емкость 8. С противоположного от точки вывода бензиновой фракции конца аппарата выводится двумя потоками мазут. Один поток нагревается в печи 9 и направляется в горизонтальный аппарат в качестве теплоносителя. Другой поток мазута охлаждается в теплообменнике 4, смешивается с охлажденным теплоносителем и вводится в емкость 10. Из емкостей 7, 8 и 10 выводятся соответственно фракции бензина II, дизельного топлива III и мазута IV. Газы V из емкостей направляются в топливную газовую сеть. Для увеличения отпарки возможна подача в нефть перед ее нагревом в печи инертного компонента, например водяного пара. При неполном выделении светлых фракций из нефти нагрев теплоносителя в печи может и не проводиться. В предлагаемом способе фракционирование нефти проводится в горизонтальном аппарате совмещенной многоступенчатой конденсации и испарения смеси, характеризующейся по сравнению с ректификационной колонной малыми капитальными и энергетическими затратами [2, 3] Горизонтальный аппарат по длине снабжен устройствами теплоотвода в верхней части, устройствами теплоотвода в нижней части и разделен на совмещенные ступени конденсации и испарения вертикальными и поперечными перегородками. Паровой поток исходной нефти последовательно проходит все ступени конденсации, облегчается за счет многоступенчатой частичной конденсации и выводится из аппарата в качестве паров бензина. С каждой ступени конденсации сконденсированная часть паров поступает в совмещенную ступень испарения, где смешивается с потоком жидкости из предыдущей ступени испарения. Поток жидкости последовательно проходит все ступени испарения, обогащается высококипящими фракциями за счет многоступенчатого частичного испарения и выводится из аппарата в качестве остатка. С каждой ступени испарения испарившаяся часть жидкости поступает в совмещенную ступень конденсации, где смешивается с потоком пара из предыдущей ступени конденсации. При этом потоки пара и жидкости движутся по длине аппарата противоположно друг другу. Проведены расчеты по фракционированию нефти по известному и предлагаемому способам. В качестве сырья рассматривались Арланская нефть и смесь нефтей Западно-Сибирских месторождений. В расчетах давление в системе фракционирования принято равным 2 ата, число теоретических тарелок в ректификационной колонне по прототипу принято равным 15, для горизонтального аппарата число совмещенных ступеней конденсации и испарения равно 30. Основные режимные параметры фракционирования нефти приведены в табл.1, групповой состав нефтей и продуктов разделения Арланской нефти в табл.2, смеси Западно-Сибирских нефтей в табл.3. Из представленных данных следует, что тепловая нагрузка конденсатора-холодильника в предлагаемом способе в 3 раза меньше, чем в прототипе. Для снятия низкопотенциального тепла конденсации паров бензина используют холодную воду или аппарат воздушного охлаждения. Уменьшение тепловой нагрузки снижает энергетические затраты, а также необходимую поверхность теплообмена, что способствует уменьшению капитальных затрат. Расход теплоносителя в предлагаемом способе меньше расхода горячей струи в прототипе в 4-5 раз, что также позволяет уменьшить поверхность теплообмена, следовательно, и капитальные затраты. Снижение капитальных и энергетических затрат способствует использованию заявляемого изобретения по фракционированию нефти. Компактность горизонтального аппарата процесса совмещенной многоступенчатой конденсации и испарения позволяет применять предлагаемый способ при разработке и изготовлении малотоннажной блочно-передвижной установки фракционирования нефти для отдаленных регионов Сибири и Дальнего Востока.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

СПОСОБ ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ НЕФТИ с нагревом исходной нефти перед подачей во фракционирующий аппарат, отбором парогазовой фракции бензина с одного конца аппарата, фракции дизельного топлива из средней зоны и мазута с другого конца двумя потоками при использовании одного потока в виде теплоносителя после дополнительного его подогрева, охлаждением полученных фракций в теплообменниках с рекуперацией тепла, отличающийся тем, что фракционирование ведут в горизонтальном многоступенчатом аппарате, разделенном на совмещенные ступени конденсации и испарения вертикальными и поперечными перегородками, снабженном по длине устройствами теплоотвода в верхней части для последовательной конденсации паров и теплоподвода в нижней части для последовательного испарения жидкости, причем нефть разделяют на два потока, один из которых нагревают в теплообменниках, где рекуперируют тепло охлаждаемых фракций дизельного топлива и потока мазута, и затем пропускают через устройства теплоотвода в качестве хладагента, после чего смешивают с вторым потоком нефти, также подогретым другим потоком мазута, смесь нагревают в печи и направляют на фракционирование, при этом поток отобранного мазута нагревают в печи и вводят в устройство теплоподвода в качестве теплоносителя.

www.freepatent.ru

Способ фракционирования нефти | Банк патентов

Изобретение относится к способам переработки нефти. Способ включает нагрев нефти парами широкой фракции углеводородов, последующий нагрев ее в печи, отпаривание широкой фракции углеводородов с получением остатка фракционирования и последующую переработку широкой фракции углеводородов. Нефть предварительно разделяют на две части, одну из которых нагревают парами вакуумного газойля, другую нагревают парами широкой фракции углеводородов, обе части нефти смешивают, по меньшей мере, часть полученной смеси нагревают парами первой стадии фракционирования и фракционируют в три стадии. На первой стадии осуществляют отпаривание нефти газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка с получением паров и остатка. На второй стадии пары первой стадии фракционирования подвергают дефлегмации за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, которые конденсируют путем охлаждения нефтью с получением газа второй стадии фракционирования и широкой фракции углеводородов. На третьей стадии остаток первой стадии фракционирования смешивают с жидким продуктом переработки вакуумного газойля и подвергают вакуумной сепарации с получением вакуумного остатка, который выводят с установки для дальнейшей переработки с получением газообразных продуктов и остатка, а также паров вакуумного газойля, которые конденсируют за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью, с получением вакуумного газойля и несконденсированных газов, выводимых с установки с помощью вакуумсоздающего устройства. Вакуумный газойль нагревают его парами, смешивают с тяжелой газойлевой фракцией и выводят с установки для дальнейшей переработки с получением газообразного и жидкого продукта. Технический результат: дополнительное фракционирование мазута, предотвращение потерь тепла, снижение расхода топлива на нагрев нефти, исключение применения водяного пара, снижение металлоемкости оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам переработки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности при фракционировании нефти для получения полупродуктов для дальнейшей переработки.

Перегонка нефти на установках атмосферной и вакуумной ректификации является одним из наиболее энергозатратных процессов нефтепереработки, в связи с чем разработка способов, позволяющих снизить потребление топлива и электроэнергии за счет рекуперации вторичных энергоресурсов технологических потоков, является актуальной задачей.

Известна установка атмосферной перегонки нефти [Патент РФ №2205055, опубл. 27.05.2003 г., МПК B01D 3/14, C10G 7/00], при работе которой используют способ фракционирования, включающий разделение нефти на два потока, нагрев одного потока из них за счет тепла конденсации паров легкого и тяжелого бензина и циркуляционного орошения, нагрев другого потока нефти за счет тепла конденсации керосиновой и дизельной фракций, а также тепла отходящего мазута, ректификацию нагретой нефти с получением газа и легкого бензина, выводимых с установки после охлаждения нефтью, и отбензиненной нефти, которую дополнительно нагревают в печи огневого нагрева и подвергают дополнительной ректификации с получением тяжелого бензина, керосиновой, дизельной фракций и мазута, выводимых с установки после охлаждения нефтью.

Основными недостатками известного способа является необходимость использования большого количества оборудования (28 единиц оборудования, включая 10 теплообменников и 9 насосов) и его высокая металлоемкость. Способ предусматривает использование водяного пара в качестве парового орошения, что приводит к обводнению продуктов переработки и необходимости дополнительной их осушки. Кроме того, способ не предусматривает дальнейшей переработки мазута, который выводят с установки в охлажденном состоянии.

Известны способ и устройство (варианты) для переработки нефти [Патент РФ №2398811, опубл. 10.09.2010 г., МПК C10G 9/14], которые обеспечивают фракционирование нефти с получением атмосферного дистиллята, вакуумного дистиллята и вакуумного остатка в качестве полупродуктов для дальнейшей переработки. Способ включает перегонку нагретой нефти при давлении, близком к атмосферному, с получением атмосферного дистиллята и нефти, от которой отогнаны легкие фракции (мазута), и вакуумную сепарацию мазута с получением вакуумного дистиллята и вакуумного остатка.

Недостатком указанного способа является низкая энергоэффективность из-за необходимости использования сторонних источников холода для конденсации дистиллятных продуктов атмосферной и вакуумной перегонки и отсутствия рекуперации тепла. Способ требует также энергетических расходов для создания вакуума на стадии вакуумной перегонки.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ перегонки нефтяного сырья [Патент РФ №2420559, опубл. 10.06.2011 г., МПК C10G 7/00], который принят в качестве прототипа и предусматривает углубленную рекуперацию тепла технологических потоков при фракционировании. Способ включает нагрев нефти остатком сепарации жидкости второй колонны (дизельной фракцией), остатком первой колонны (мазутом), парами дистиллята первой колонны (парами широкой фракции углеводородов), а также в печи, последующее фракционирование путем отпаривания водяным паром с получением дистиллята первой колонны (широкой фракции углеводородов) и мазута (остатка фракционирования) и последующую переработку широкой фракции углеводородов путем ректификации с получением газа, бензиновой фракции и кубового продукта, который подогревают мазутом и сепарируют с получением паров, возвращаемых на стадию ректификации, и дизельной фракции.

Недостатками известного способа являются: использование хладоагента при ректификации для конденсации паров дистиллята второй колонны, что приводит к потерям тепла, отсутствие рекуперации тепла приводит к повышенному расходу топлива на нагрев нефти, использование большого количества оборудования (11 единиц оборудования без учета насосов, включая 5 теплообменников) и его высокая металлоемкость. Отпаривание широкой дистиллятной фракции водяным паром приводит к обводнению продуктов переработки и необходимости их дополнительной осушки.

Задача изобретения - дополнение способа стадией переработки мазута, предотвращение потерь тепла, снижение расхода топлива на нагрев нефти, исключение применения водяного пара, снижение металлоемкости оборудования.

Технический результат, который может быть достигнут при осуществлении предлагаемого способа:

- дополнение способа стадией переработки мазута путем вакуумной сепарации с получением вакуумного газойля и вакуумного остатка,

- предотвращение потерь тепла за счет конденсации паров фракционирования внутренними технологическими потоками,

- исключение или минимизация расхода топлива на нагрев нефти за счет использования вторичных ресурсов тепла продуктов переработки вакуумного газойля и гидропереработки вакуумного остатка,

- исключение применения водяного пара за счет использования паров переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка в качестве парового орошения,

- снижение металлоемкости оборудования за счет уменьшения количества оборудования.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем нагрев нефти парами широкой фракции углеводородов, последующий нагрев ее в печи, отпаривание широкой фракции углеводородов с получением остатка фракционирования и последующую переработку широкой фракции углеводородов, особенностью является то, что нефть предварительно разделяют на две части, одну из которых нагревают парами вакуумного газойля, другую нагревают парами широкой фракции углеводородов, обе части нефти смешивают и, по меньшей мере, часть полученной смеси дополнительно нагревают парами первой стадии фракционирования и фракционируют в три стадии, причем на первой стадии осуществляют отпаривание нефти газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка с получением паров и остатка первой стадии фракционирования, на второй стадии пары первой стадии фракционирования подвергают дефлегмации за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, которые конденсируют за счет охлаждения нефтью с получением газа второй стадии фракционирования и широкой фракции углеводородов, выводимых с установки для дальнейшей переработки известными способами, на третьей стадии остаток первой стадии фракционирования смешивают с жидким продуктом переработки вакуумного газойля и подвергают вакуумной сепарации с получением вакуумного остатка, который выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем каталитической гидроконверсии или замедленного коксования, с получением газообразных продуктов и остатка, а также паров вакуумного газойля, которые конденсируют за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью, с получением вакуумного газойля и несконденсированных газов, выводимых с установки с помощью вакуумсоздающего устройства, при этом вакуумный газойль нагревают парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелой газойлевой фракцией и выводят с установки для дальнейшей переработки, например, путем термической конверсии, каталитического крекинга или гидрокрекинга, с получением газообразного и жидкого продукта.

При фракционировании легких нефтей и газовых конденсатов, когда тепла, подводимого с газообразными продуктами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка недостаточно, и при технологически обоснованном давлении не достигается требуемая полнота отпаривания дизельных фракций из нефти, ее перед подачей на первую стадию фракционирования дополнительно нагревают в печи.

В заявляемом способе раздельный нагрев нефти двух частей нефти за счет тепла конденсации паров вакуумного газойля и за счет тепла конденсации паров широкой фракции углеводородов фракции, объединение обеих частей и дополнительный нагрев по меньшей мере части полученной смеси за счет тепла конденсации паров тяжелой газойлевой фракции позволяет полностью рекуперировать тепло конденсации продуктов фракционирования, за счет чего минимизировать (или, при фракционировании тяжелых нефтей, полностью исключить) расход топлива на нагрев нефти.

Отпаривание широкой дистиллятной фракции парами переработки вакуумного газойля и вакуумного остатка на первой стадии фракционирования позволяет исключить применение водяного пара и предотвратить обводнение продуктов переработки, а также обеспечивает использование тепла потоков, получаемых при переработке вакуумного газойля и вакуумного остатка для фракционирования нефти.

Дефлегмация паров широкой дистиллятной фракции за счет охлаждения нефтью с получением тяжелой газойлевой фракции и паров, их конденсация за счет охлаждения нефтью на второй стадии фракционирования позволяет получить широкую фракцию углеводородов с заданной температурой конца кипения, рекуперировать тепло конденсации паров, за счет чего снизить потребление топлива.

Вакуумная сепарация смеси остатка отпаривания с остатком переработки вакуумного газойля на третьей стадии фракционирования позволяет получить вакуумный остаток для целей дальнейшей переработки с получением паров и остатка, а также пары вакуумного газойля. Вакуум поддерживают за счет отсоса несконденсированных газов вакуумсоздающим устройством.

Конденсация паров вакуумного газойля за счет последовательного охлаждения вакуумным газойлем и нефтью позволяет получить вакуумный газойль для целей дальнейшей переработки с получением газообразного и жидкого продукта, а также позволяет рекуперировать тепло конденсации, за счет чего снизить расход топлива.

Смешение остатка фракционирования с жидким продуктом переработки вакуумного газойля, имеющим высокую температуру, позволяет увеличить отбор паров вакуумного газойля за счет увеличения температуры вакуумной сепарации.

Нагрев вакуумного газойля парами вакуумного газойля позволяет рекуперировать тепло конденсации, а дальнейшая его переработка в смеси с тяжелой газойлевой фракцией позволяет получить газообразные продукты для отпарки нефти.

Дополнительный нагрев нефти в печи позволяет использовать заявляемый способ для фракционирования легких нефтей и газовых конденсатов.

Предлагаемый способ позволяет реализовать все стадии фракционирования в двух аппаратах (без учета нагревательной печи и насосов), что позволяет существенно снизить металлоемкость оборудования.

Заявляемый способ осуществляют следующим образом (см. чертеж).

Нефть (I) разделяют на две части, одну из которых (II) нагревают в холодильнике-конденсаторе 1 за счет теплоты конденсации паров широкой фракции углеводородов (III), другую часть нефти (IV) нагревают в холодильнике-конденсаторе 2 за счет теплоты конденсации паров вакуумного газойля (V), далее обе части нефти смешивают и, по меньшей мере, часть нефти нагревают в дефлегматоре 3 и направляют на фракционирование, осуществляемое в три стадии.

На первой стадии фракционирования нефть подают наверх отпарной колонны 4, вниз которой в качестве парового орошения подают газообразные продукты переработки тяжелой газойлевой фракции (VI) и вакуумного остатка (VII). С верха отпарной колонны 4 выводят пары (VIII), а с низа - остаток первой стадии фракционирования (IX).

На второй стадии фракционирования пары первой стадии фракционирования (VIII) направляют в дефлегматор 3, где за счет охлаждения частью нефти выделяют тяжелый газойль (X) и пары широкой фракции углеводородов (III), которые конденсируют в холодильнике-конденсаторе 1 за счет охлаждения частью нефти (II) с получением газа фракционирования (XI) и широкой фракции углеводородов (XII), которые выводят с установки для дальнейшей переработки известными способами.

На третьей стадии фракционирования остаток первой стадии фракционирования (IX) смешивают с жидким продуктом переработки тяжелой газойлевой фракции (XIII) и подвергают вакуумной сепарации в сепараторе 5 с получением вакуумного остатка (XIV) и паров вакуумного газойля (V), которые конденсируют в холодильнике-конденсаторе 2 с получением вакуумного газойля (XV) и несконденсированных газов (XVI), которые отсасывают вакуумсоздающим устройством (на схеме не показано). Вакуумный газойль (XV) подогревают в холодильнике-конденсаторе 2 и смешивают с тяжелым газойлем (X) с получением тяжелой газойлевой фракции (XVII), которую выводят с установки для дальнейшей переработки известным способом.

Таким образом, при фракционировании нефти получают газ (XI), широкую фракцию углеводородов (XII), тяжелую газойлевую фракцию (XVII) и вакуумный остаток (XIV).

При переработке легких нефтей и газовых конденсатов нефть дополнительно нагревают в печи огневого нагрева 6 (условно пунктиром показан теплообменник).

Сущность изобретения иллюстрируется следующим примером.

Обессоленную и обезвоженную нефть (100%, здесь и далее - % масс. на сырье) Новотомышского нефтяного месторождения, Ульяновская область (плотность при 20°С 890,5 кг/м3, вязкость кинематическая при 20°С 47,8 сСт, массовая доля серы 1,06%, НК 70,9°С, перегоняется, % об. до 100°С - 1,0, до 150°С - 4,5, до 200°С - 13,0, до 250°С - 20,5, до 300°С - 31,0) разделяют на две части, одну из которых парами широкой фракции углеводородов, другую парами тяжелой газойлевой фракции, далее обе части нефти смешивают, дополнительно нагревают парами широкой дистиллятной фракции и с температурой 345°С, при 0,25 МПа абс. подают наверх отпарной колонны, вниз которой в качестве парового орошения подают 24% паров, получаемых при термической переработке тяжелой газойлевой фракции, имеющих температуру 430°С, и 15% паров, получаемых при гидропереработке вакуумного остатка, имеющих температуру 435°С.

С верха отгонной колонны отбирают 95% паров широкой дистиллятной фракции с температурой 390°С, из которых в дефлегматоре выделяют 6% тяжелого газойля и 89% паров широкой фракции углеводородов, которые конденсируют за счет охлаждения частью нефти с получением 4% газа фракционирования и 85% широкой фракции углеводородов.

Смесь 52% остатка фракционирования, отбираемого с низа отгонной колонны, и 2% остаточной фракции термической конверсии тяжелой газойлевой фракции с температурой 380°С подвергают вакуумной сепарации при 0,007 МПа абс. и получают 26% вакуумного остатка и 26% паров вакуумного газойля (V), которые конденсируют за счет охлаждения нефтью с получением 25,98% вакуумного газойля и 0,02% несконденсированных газов, которые направляют в вакуумсоздающее устройство. Вакуумный газойль, подогретый парами вакуумного газойля, смешивают с тяжелым газойлем и получают 31,98% тяжелой газойлевой фракции с температурой 340°С.

Из примера видно, что предлагаемый способ фракционирования нефти позволяет получать дистиллятные и остаточные углеводородные фракции в качестве полупродуктов для дальнейшей переработки при полном использовании тепла технологических потоков переработки нефти и может быть использован в нефтеперерабатывающей промышленности.

bankpatentov.ru