Способ деасфальтизации нефти

 

СПОСОБ ДЕАСФАЛЬТИЗАЦИИ НЕФТИ цутен смешения ее с техническим углеродом и последуняцей сепарации с вьгделением целевого продукта, отличающийся тем,.что, с целью снижения коксуемости и вязкости целевого продукта, технический углерод используют в количестве 0,5-4 мас.% и сепарацию ведут при 40-60 С в течение 4-6 ч.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕО"1УБЛИН (5ц4 С 10 С 25/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

Г1О ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3724774/23-04 (22) 17. 02. 84 (46) 15. 12. 85.. Бюл. У 46 (71) Институт химии нефти и природных солей АН Казахской. ССР (72) В.Я. Бам, Н.К. Надиров, Б.В.Пигунов и К.С. Жумашева (53) 665.75(088.8) (56) Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтяных дисперсных систем.

М.,-МИНХ и ГП им. Губкина М.И., 1981, с. 58-79.

Авторское свидетельство СССР

В 804687,. кл. С 10 G 25/00,. 1979.

„„SU„„1198100 (54) (57) СПОСОБ ДЕАСФАЛЬТИЗАЦЦИ НЕФТИ цутем смешения ее с техническим углеродом и последующей сепарации с выделением целевого продукта, о т л и— ч а ю шийся тем, что, с.целью сникения коксуемости и вязкости целевого продукта, технический углерод используют в количестве 0,5-4 мас.Х и сепарацию ведут при 40-60 С в течение 4-6 ч., 119810

15

25

Изобретение относится к нефтепереработке и может быть использовано при подготовке нефти к переработке.

Цель изобретения — снижение коксуемости и вязкости нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Очищаемую нефть нагревают до

40-60 С.и смешивают с 0 5-4,0 мас. технического углерода. Смесь оставляют в изотермических условиях на

4-6 ч. В результате получают два слоя: верхний - деасфальтизат, степень извлечения асфальтенов из которого составляет 98,9-99,2 от исходного их содержания, и нижний— асфальтит. Степень извлечения смол из деасфальтиэата составляет 75-80% от исходного содержания. Извлекаемые смолы и асфальтены концентрируются на частицах сажи в слое асфальтита.

Одновременно с деасфальтизацией . достигается и снижение вязкости деасфальтизата в 1,5-2 раза.

В табл. 1 приведены примеры, поясняющие данный способ.

Как видно из приведенных данных, предлагаемый способ позволяет практически полностью (98,9-99,2 ) извлечь асфальтены и на 75-80 . — смолы. По сравнению с известным способом достигается возможность деасфальтизации нефти, снижение расхода технического углерода (с 5-10 мас.% до

0,5-4 мас.X соответственно для из0 2 вестного и данного способов) и исI ключение применения бензина.

Количество применяемого технического углерода в способе ограничено с одной стороны требованием полного извлечения асфальтенов нз очищаемой нефти (0,5 мас. ), а с другой — снижением эффективности воздействия технического углерода. Увеличение

его. количества выше 4,0 мае.% приводит к резкому снижению эффективности деасфальтизации за счет повышения структурно-механической прочности системы, что препятствует ее последующей сепарации.

Время сепарации выбрано из условий обеспечения полной сорбции извлекаемых компонентов на техническом углероде и осаждения его ассоциатов с асфальтенами и смолами (4 ч) .

Увеличение времени сепарации более

6 ч технологически нецелесообразно.

При температуре ниже 40 С сложно о добиться равномерного распределения технического углерода в объеме обрабатываемой нефти, а при температуре выше 60 С начинается интенсивное о испарение легких компонентов, и увеличивается растворяющая сила дисперсионной среды, что препятствует сорбции тяжелых компонентов на поверхности технического углерода.

В табл. 2 приведены показатели коксуемости образцов до и после очистки реализуемым сйособом.

1198100

0О О

Л 0О

Ц о

С3

Ch т СЧ CV СЧ а л л л л л со <Л О\ Ch Ch CV

Ch Ch Ф Ch Ch Ch 00

А

& Ф

vo о л !

С ф

Р

СС!

С Ъ сО СЧ со а . л 1

I (Зю о со о

ОЪ МЪ С Ъ

° л ° с

СЧ 00

СЧ

00 л

С Ъ

О О Ф л

СЧ

С"Ъ сО л o

CV

С Ъ а ч

МЪ cV

Q л л л

О СЧ

СЧ о л о

СЧ

Ю л о о1 ь л о

1 ф

i 1

Id O e

Ф !С (» v !» л

Э ф

Ф.. В О

Х% о о ф 1 ж и с» а

1 ф !! а

В о (Э о л о

ССЪ

ССЪ

СЪ

° 1 о о л

Р Ъ л

Р, W0o ф

Р о о о о о о о О Ю сО О О

I1

I !

1

М

v о

IC

lk Ф о л иЪ С- 0О

00 CV

x o

Р,Ь !." о

I

Х о

Ф I. !о

3! а м

Э 1 g 01, o)еЯ (.Р I О Ф

1 A Е

1 о о

C4 00 л л

СГЪ

СЧ о о о о л л л о сч л

СЧ

Ю

00 л

Щ

СЧ о СЪ

Ю О

ССЪ л л

СЧ о

С ) л

0О сп

Ch л

СЧ о

С Ъ л

4 !

» о а ф

v и о

tl а

М

5 ф М (» ф ф

И о

3 ж

Ц о !

С о ж

1

I

1

I

1

1

I

I

1

I .I

1

1 î

v ф

Е л

Э ж ж ф

Ж а4

Э

k( о

< ) 1

Ц о ! Х ! o

I

1 I

I .V Э !

00 л

Э

Е !С

О Ж

И

cd- Ж

"y ф cd ф Э .о

Е-1 СР

0О о1 л К 1 л л О а

1 !

I

I

Ю

00 I л л

hl I

1

1 о

С Ъ л

Со

1 ф

И

v Ä ф.

C) м

С Ъ 0 Ю О I

Ф 11981/0

Таблица 2

Продолжение табл. 2!

Hps. мер

Нефть

Нефть до после очист- очистки ки

5 Товарная смесь

Мангышлакских 5,74 2,22

1 К@ражанбасская (смесь) 8,36 3, 09

2 Товарная смесь

Буэачински с, 15 ба

3 Каламкасская

4 Каражанбасская .(скважина 101) 7,44 2,63

6б То же

Составитель P. Абдульманов

Редактор Л. Авраменко Техред Т.Фанта Корректор В. Синицкая Заказ 7688/27 Тираж 545 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Коксуемость по Конрадсону, мас. 7

6,41 2,41

6,30 2,26

Пример

Контрольные примеры

Каражанбасская (смесь) Коксуемость по Конрадсону, мас.X до после очист- очистки ки

8,36 3,75

8в36 4 67