Способ стабилизации нефти
Изобретение относится к нефтехимии, в частности к стабилизации нефти. Цель - увеличение выхода стабильной нефти. Стабилизацию ведут сепарацией нефти, смешением газа сепарации с частью исходной нефти с последующим разделением полученной смеси. Смешение и разделение ведут при 10-30°С. 1 ил. 11 табл.
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИН (51)5 С 10 С 7/00
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ
1"10 ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР (21) 4302057/23-04 (22) 31.08.87 (46) 30.09.90. Бюл. В 36 (71) Уфимский нефтяной институт (72) Т.Г.Умергалин, А.P.Xàôèçîâ, 10.М,Абызгильдин, А.Х.Мухамедзянов, В.А.Рыгалов и P.Ñ.Õàéðàíàìîâ (53) 665.54(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР
У 35835), кл. С 10 G 7/00, 1971.
Авторское свидетельство СССР
Ф 592425, кл. В 01 D 19/00, 1978.
Изобретение относится к способам стабилизации нефти, на промыслах и может быть использовано в нефтяной промьппленности.
Цель изобретения - повьппение выхода стабильной нефти за счет абсорбции целевых компонентов из газа сепарации, повьппение давления абсорбции и обеспечение более полного равновесного состояния фаз при абсорбции.
На чертеже приведена принципиальная схема реализации данного способа применительно к концевой ступени сепарации.
Основной поток нестабильной нефти из трубопровода 1 насосом 2 направляется в подогреватель 3 и далее в сепаратор 4, где разделяется на газ сепарации, отводимый по трубопроводу 5, и стабильную нефть, откачиваемую по трубопроводу 6. Газ сепарации и часть нестабильной нефти, поступающей от насоса 2 по трубопроводу 7, смешиваются в трубопро„„SU,„1595 78 А 1
2 (54) СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтехимии, в частности к стабилизации нефти. Цель изобретения — увеличение выхода стабильной нефти. Стабилизацию ведут сепарацией нефти, сме- шением газа сепарации с частью исходной нефти с последующим разделением полученной смеси. Смешение и разделение ведут при 10 — 30 С, 1 ил.
1 1 табл.воде 8, охлаждаются в холодильнике
9 и вводятся э емкость 1 0 разделения. В трубопроводе 8 и холодильнике
9 осуществляегся абсорбция целевых компонентов газа сепарации нефтью, которая выполняет функции абсорбента.
С низа емкости 1 0 разделения по трубопроводу 11 отводится нефть, насыщенная извлеченными иэ газа сепарации целевыми компонентами. С верха емкости 10 по трубопроводу 12 отводится осушенный газ. Откачка насыщенной целевыми компонентами нефти иэ емкости 10 в трубопровод 1 основного потока нестабильной нефти осуществляется насосом 13. В качестве абсорбента по трубопроводу. 14 возможна подача нефти из резервуара товарной нефти, а также стабильной нефти из трубопровода 6 или другой высокомолекулярной углеводородной жидкости. При применении способа на первой ступени сепарации в качестве абсорбента может служить также нефть с последующей ступени сепарации.
1595878
При достаточном давлении и расходе абсорбента газ сепарации можно эжектировать. В этом случае отпадает необходимость в насосе 13 и повышается степень абсорбции целевых компонентов из газа сепарации.
Нестабильную нефть концевой ступени сепарации разделяют на 31 компонент и условных фракций, Состав газовых компонентов нестабильной нефти приведен в табл. 1. Расход нестабильной нефти принят равным
150 т/ч. Температура нефти после нао,, грева в печи. 60 С. Давление в сепараторе равно 0,13 MIIa, а в емкости: разделения — О, l l MIIa.
II р и м е р 1 (по известному способу). Нестабильную нефть нагревают в печи и разделяют в сепараторе при 60 С на стабильную нефть и газ сепарации, выводимые в качестве продуктов разделения. Основные режимные параметры приведены в табл. 2, а качество продуктов стабилизации неф- 25 ти — в табл, 3, Пример 2 (по известному способу). Нестабильную нефть разделяют о в сепараторе при 60 С. Газ сепарации охлаждают в холодильнике до 10, 20 и 30 С (режимы 2.1, 2„2 и 2.3) и разделяют в емкости на осушенный газ и конденсат. Нефть, отбираемую с низа сепаратора, смешивают с конденсатом и выводят в качестве стабильной нефти„ Режимные параметры
35 приведены в табл. 2, а качество продуктов стабилизации нефти - в табл. 3.
Пример 3. Основной поток нестабильной нефти в количестве
149 5 — 130 т/ч нагревают в печи и
t о разделяют в сепараторе при 60 С.
Часть нестабильной нефти в количестве 0,5 — 20 т/ч смешивают с газом .сепарации, охлаждают в холодильнике о 45 до 50 — 10 С и направляют в емкость разделения. С верха емкости. разделения отводят осушенный газ, с низа нефть, насыщенную целевыми компонентами, отводят на смешение с основным потоком нестабильной нефти перед его
50 нагревом в печи, Основные режимные параметры и качество. продуктов разделения при различном расходе нефти на абсорбцию (0,5 - 20 т/ч) и при охлаждении смеси до 20 С приведены о 55 в табл. 4 и 5 соответственно (режимы
3.1 - 3.8), а при расходе нефти на абсорбцию 3 т/ч и различной темпео, ратуре охлаждения смеси (50 — 10 С) в табл. 6 и 7 (режимы 3. 9 — 3. 1 3) .
Пример 4. Основной поток нестабильной нефти в количестве
145 - 135, т/ч нагревают в печи и разо деляют в сепараторе при 60 С. Часть нестабильной нефти в количестве 5
1 5 т /ч направляют на эжек тиров ание газа сепарации, охлаждают в холоd дильнике до 20 С и направляют в емкость разделения, В результате зжектирования давление в емкости разделения повышается до 0,5 MIIa. С верха емкости разделения отводят осушенный газ, а с низа нефть, насыщенную целевыми компонентами, отводят на смешение с основным потоком нестабильной нефти перед его нагревом в печи. Основные режимные параметры и качество продуктов стабилизации приведены в. табл. 6 и 7 соответственно (режимы
4.1, 4.2, 4.3).
Пример 5, Основной поток нестабильной нефти в количестве
149,0 — 130,0 т/ч нагревают в печи и разделяют в сепараторе при 60 С.
Часть нестабильной нефти в количестве l 0 — 20 т/ч смешивают с газом сепарации охлаждают в конденсатоЭ о ре-холодильнике до 1 О и 3 О С и направляют в емкость разделения. С верха емкости разделения отводят осушенный газ, с низа-нефть, насыщенную целевыми компонентами, отводят на смешение с основным потоком нестабильной нефти, Основные режимные параметры и качество продуктов стабилизации нефти при различном расходе нефти на абсорбцию и при охлаждении смеси до 10 С приведены в табл. 8 и 9 (режимы 5.1 — 5.7), а при охлаждении до 30 С вЂ” в табл. 10 и 11 соответственно (режимы 5,8 - 5.14).
Как следует из приведенных примеров, эффективность процесса стабилизации нефти значительно возрастает при смешении газа сепарации и части нестабильной нефти и дальнейшем охлаждении смеси в конденсаторе-хололодильнике. Так, выход стабильной нефти по данному способу (режимы
3.1 - 3.8 в табл. 4) больше на
0,11 - 0,30 (на 0,17 — 0,45 т/ч) по сравнению с сепарацией путем однократного испарения без охлаждения отсепарированного газа (пример 1 в табл. 2). При этом состав газа облег"
1595878 6 выход стабильной нефти увеличивается на 0,28 и 0,20 т/ч.
Таким образом, смешение и раз5 деле ние см ес и необходимо осущес твлять при температуре на 20 и более градусов ниже температуры сепарации нефти. чается. Содержание высококипящих компонентов в газе снижается, в частности, с 19,71 (пример 1 в табл„3) до 6,82 мас.7 (режим 3,4 в табл. 5) .
По данному способу выход стабиль ной нефти выше на 0,147. (на 0,21 т/ч) по сравнению со способом, основанным только на охлаждении газа сепарации (режимы 3.12, 3.13 в табл-. 6 и режимы 2. 1 2. 2 в табл. 2) . При этом содержание высококипящих компонентов в газе уменьшается на 34 — 637. (с ) 0,43 — 18, 40 в режимах 2.1 - 2.3 в табл. 3 до 6,82 мас ° 7 в режиме
3.) 2 в табл. 7).
С увеличением расхода нефти на абсорбцию увеличивается выход стабильной нефти (табл. 4). Однако при 20 этом также увеличивается содержание стабильной нефти компонентов С, - С наиболее существенно влияющих на стабильность нефти (табл. 5). Кроме того, повьппенный расход нефти на аб- 25 сорбцию потребует установления конденсатора-холодильника повьппенной производительности и поверхности, что экономически нецелесообразно.
Из данных табл. 5 следует, что расход 30 нефти на абсорбцию достаточно поддерживать в пределах 2 — 3 мас.7. на исходную нестабильную нефть (режимы
3.4 и 3.5) . 35
Степень охлаждения смеси существенно влияет на эффективность процесо са. Так, при охлаждении смеси на 10 С (с 60 — 50 С, режим 3.9) практически не удается достичь новьппения выхода 4б стабильной нефти. В этом случае по сравнению с примером 1 выход стабильной нефти увеличивается всего на 0,04 т/ч. Эффективность предлагаемого способа наблюдается при глу- 4 боком охлаждении - на 20 и более градусов ниже температуры сепарации нефти (режимы 3.10 - 3.13) . В этих примерах охлаждение смеси до 40 — 10 С
0 позволяет увеличить выход стабильной нефти на,0,12 — 0,36 т/ч. Ввиду того, что по сравнению с монтажом специальных холодильных установок экономически целесообразно охлаждать смесь водой, в этом случае предпочтительным температурным интервалом работы конденсатора-холодильника является
20 - 30 С (режимы 3.)2 - 3,11), В этом случае по сравнению с примером 1
С повышением давления абсорбции эффективность извлечения целевых компонентов из газа сепарации возрастает, однако при этом возрастает также содержание в стабильной нефти наиболее низкокипящих компонентов
С, — С . С другой стороны, при возможности увеличения давления насьпценных паров стабильной нефти предпочтительно смешение и разделение вести при большем давлении путем эжектирования газа сепарации частью нефти.
В этом случае расход нефти на эжекцию должен быть достаточно большим.
Так, в режимах 4.1 — 4.3 (табл. 6) расход этой нефти принят равным 5—
15 т/ч — до 10 мас.7. на нестабильную нефть. В последнем случае выход стабильной нефти увеличивается на 0,48 и 0,417. (на 0,72 и 0,62 т/ч больше, .чем по примерам 1 и 2).
Как и в каждом массообменном процессе, степень эффективности процесса абсорбции определяется также степенью достигнутого рав нов ес ия фаз .
При проведении смешения в трубопроводе до холодильника-конденсатора и емк ости ра s деления рав нов есие фаз близко к .еоретическому.
Предлагаемый способ стабилизации нефти можно применять как на концевой, так и на предыдущих ступенях сепарации, при этом в качестве абсорбента можно испольэовать часть нефти как предыдущей, так и последующей ступеней сепарации, а также нефть с товарного парка или иную высокомолекулярную углеводородную жицкость .
В большинстве случаев газ сепарации, особенно в районах Севера и Западной Сибири, сжигается на факелах, поэтому возврат из газа сепарации в нефть бензиновых фракций является актуальной задачей. В промышленно развитых районах газ сепарации откачивается на компрессориую станцию или на ГПЗ, но наличие в газе значительного количества высококипящих компонентов приводит к выпадению конденсата в трубопроводе, aBGpHHHblM
1595878 парации с частью исходной нефти и дальнейшее разделение полученной смеси, отличающийся тем, что, с целью увеличения выхода стабильной нефти, смешение и разделение смеси осуществляют при 10 - ЗООС.
Та блица
1 1
C С 1 С С С С -, С С
Компоненты 1 з Ф л1,, 5
Массовое содержание, 7.
1,0 96,04
0 1 0,12 0,62 0 25 0,97 0,9
Таблица 2
Пример 1
1 (изв естный) Пример 2 (известный) Параметры
2,1 2,2
2.3
Расход, т/ч:
Основной поток нестабильной нефти
150
150
150
150
Нефть на абсорбцию
1,08
1,08
l 08
1,08
Газ сепарации
Газ из емкости разделения
1,06
1,01
0,93
148,94
149,07
148, 99
148,92
Стабильная нефть о
Температура абсорбции, С
10
30 лл
Таблица 3
1 Пример 1 (известный) Параметры
Пример 2 (известный) 22 23
2,1
Массовое содержание, Ж:
В газе сепарации
С вЂ” С
1 3
44,44
22,68
13,17
C ff
С. 19,71
l9,71
19,71 в газе из емкости разделения остановкам и отключению компрессоров. При продувании выпавшего конденсата он сжигается на факелах.
Формула из об ретения
Способ стабилизации нефти, включа5 ющий ее сепарацию, смешение газа се44,44
22, 68
13,17
19,71
44,44
22, 68
13,17
44,44
22,68
l 3,17
1395878 э
Продолже ние табл. 3
Пример 1 (известный)
2,1 2.2
Параметры
Пример 2 (извест1ейй) 1 1
2.3
47, 41
С
С в стабильной нефти
С1 С3
С4
0,53
0,53
0,53
0 53
1,06
1,06
1,07
1,06
С5
С, !,81
1,83
1,83
1,82
96,57
96,60
96, 58
96, 59
Таблица 4
Рен>п>а> по пр>еверу 3
Параметр>> э.1 э 2 i э э, э э 1 э s . > э
Расход, т.ч.>
Основной поток вестыбнльной нефти!
40,0 135,0!
49,0 148 5 !47,0!
49>5
145,О
l30,0
20>0
1,О Г,5
I,О7 1,07
0 5
3,0
5,0
I0,0
15,0
1,08
l,0á
l°, Ol
1,05
0,97
0,9
0,70
0,87
0,9!
0,85
0,80
0,76
0,66
0,63
l49э09 !49>!3 !49 ° 15 !49>20 !49 ° 24 149 ° 30 !49 ° 34!
49,37
Температура абсорбции, 0С
20
20
20
Та.блица 5
Ревимы по примеру 3
Параметры
3.3, 3.4 . 3.5, . 3.6 < 3.7 . 3.8
I э
1 ——
3.1
3.2
Массовое содервание, Х в газе сепарации
44 14 44>03 43,94 43 ° 88
22>В8 23,03 23,19 23,42
13,29 13,31 13,31 13,28
19,69 19,63 . 19,56 l 9,42
42,91
43, 98
19,69 в газе емкости разделения
67 ° 42
l9,66
52,42 54,48 55,90 58,76
64,44 66,26
21,84 . 20,5
7,62 7,!8
6,10 6,06
6l l l
23,82
С1 — C3
25,33, 25,48
25,41 24,79
10,93 9>63
11,59
8,67
6,95
12,43
6,07
8,45
9,82
7,76
6,82
6,40
Нефть на абсорбц>ао
Газ сепарации
Газ из а»кости разделения
Стабильная нефть
С
Сз
ca+
44,30
22,75
13,24
19,71
44,22
22,82
13,2) 51,29
25,25
13,03
10,43
23, 93
13,44
15,22
45, 27
23, 03
l3,30
18,40
23,53 23,59
l 3,23 13, 19
19,34 19,24
12
Продолжение табл. 5
) 595878
Режимы по примеру 3
Параметры
1 3.2
:3 ° 3 3 4 . 3 5, . 3 6 3 7 1 3 8 !
3.1
1 в стабильной нефти
С1 СЭ
0,57
0,56
0,54
0,55
0,54
0,53
0,53
0,53
1,09 1,10
1,13 1,14
l,l4
1,08
l,08
1,08
1,88
),87
1,87
l,87
1,86
1,85
1,85
1,83
96,41
96,49 96,45 96,43
96,56 96,54 96,54 96,51
Та блица 6
Режимы по примеру 3 Релимы по примеру 4
Параметры
1 1 1
3,9 3.10 3.11 3.12 3.13 4 ° 1 4 ° 2 4. 3 !
Расход, т/ч) Основной поток нестабильной нефти
147,0
147,0 147,0
135,0
147,0
147,0
140,0
145,0
Нефть на абсорбции>
15,0
3,0
3,0
10,0
5,0
3,0 3,0
3,0
1,06 ),06 1,06
1,06
0,97
) 01
l,05
1,06
0,96
0,44
0,80
149>20
0,36
0,38
149,62
0,72
0,88
),04
)48,96 149,04 149,1 2
149,64
)49,28 . 149 56 температура абсорб))ии o C
20
20
30
50
Те6пице 7 по примеру 3
Пвраметрв
Ре кимы
3.12
3)Э 4 I 4 ° 2
l 2
3,9 3.)о .>
) 3,!1 !
4.3
Ивссовое содерюение> Х: в rase сепарации с,-с.
44 44 >34 44 ° 20 44 ° 03 43>85
22>68 22,75 22,87 23,0Э 23,29
l3>l8 )3>22 13,27 13,3) )Э,34
I9 70 )9 69 !9 Ь6 )9 63 19 $2 с ср сс, в газе иэ емкости разделения
С,-с, 58,76 63,38 62,85 85>34 86,47
10,69 9,65
) 2,88
23,70
24,79
2>76 2,44
7,58
9> 63
2,32
1,53
6,82
9> 97
1,56
1,51
5,34 н стабильной нефти
0,54
0,53
0,64
I 20
0,60
0,54
0,53
0,53
l,О9
1,08
), 08
I,06
)>!9
1,83 ),83
) >86
96,5) l,85 l >87
9Ь,48
I,90
l,90 а6,26
96,3) 96,56
96,54
96,58
Газ сепарации
Газ из емкости разделения
Стабильная нефть
СЭ с > с„
46, 08
23,27
) 3,)0
l7,55
49,73
24, 20
) 2,45
I 3,62
53,92
24,8!
)1,30
44,25
23>92
13,04
)&,79
44,63 44 ° 87
23,87 23,62
)2>69 )2>82
18,6) 18>49
0,62
1,)9
),90
96,29
l4!
595878
Та блица 8
Режимы по примеру 5
Параметры
5 ° 2 5.3
Ч
5.4 5.5 5 ° 6 5,7
$.1
Расход, т/ч;
149,00 148,50 147,00 145,00 140,00 135,00 130,00
Основной поток нестабильной нефти
Нефть на абсорбцию
Газ сепарации
5,00
I 0,00
1 5,00 20,00
3,00
1,00
1>50
0,94
0,97
1,06
1,05
1,01
1,07
I>07
Газ из емкости разделения
0,53
0,60
0,56
0,67
0,72
0,77
0,80
149,33 149,40 149,44 149,47
149, 20 149, 23
149,28
Стабильная нефть
Температура абсорбц и, вС
IO
IO
IO
Таблица 9
Режимы по примеру 5
5.1 1
Параметры
5,4, 5,5 5,6 5.7
Массовое содержание, Х в газе сепарации
С1 — Сз
43,85
23, 29
43,79 43,82
23,47 23,69
13,34 13,31
13,24
19,25
l 9,43
19,52 в газе емкости разделения
67,24 71,09 73,06
Г - С 1 3
59>О8
60,85
25,60 25,15
22, 04
l9,3! l 7>70
5,71 5,34
9,83
9,00
6,64
5>49
5 00
4,34
4,08
3,89
3,90
3,91 в стабильной нефти
0 53
0,54 0,54
1,10 1,1!
1,87 1,87
0,55
0,57
0,58 0,58
1,13 1,15
1,09
l, l5
1,17
i,85
1,88
1>89 1,89
I,88
96,53 96,49 96,48
96>44
96,40 96,38 96,36
Та б ли ца 10
Параметры э
5.10, 5.! 1 . 5.12 5.13 5.14
I, 5.8
5.9
Расход, т/ч:
Основной поток нестабильной нефти 149э 00 148 ° 50 47,00
145>00 !40>00 135 00 130 00
5,00 1 0>00 1 5,00 20,00
Нефть на абсорбцию 1,00 1,50 3,00
С
С
44,04
22,98 !
3,32
19,66
43, 98
23, 07
13,33
-19,62
64,38
23>70
7,58
43,92
23>77
13,18
l9 l3
44,04
23,80
l3,l2 !
9,04
74, 28
16,65
5,16
)ь
) 595878
Продолжение табл. 10
Режимы по примеру 5 т
5.10 5,11 5.12
Параметры
58 59
1,05
1,01
1,06
1,07 I, 07
0,88
0,85
0,80
0,94
I49,20 149,24 149,26
l 49, l 2
149 06
С 30
30 30
30
Таблица 11
Режимы по примеру 5
Параметры
5.8 5.9
1 I
5.10 5.11 5.
5.14
44,11
44,33, 44,28
44,02
22,77 .
13,24
19,71
22,97 23,15
13,26
13,23
i 3 28
13, 27
19,66 19,64 19,56
51,87
50,82
55, 63 58,09
24,40 23,30
10, 54 9,58
24,80 24,90
12, 21
9,03
11,02
9,97
9,43
0,53
0,54 0,55 0,55
1,1 0 ),11 1,12
0,53
0,53 с — с
l,08
1,09.
1,08
1,83
c„
1,86 1,86 1,87
96,50 96,48 96,46
),86
l,83
96,54
96,53
96, 56 96, 56
Газ сепарации
Газ из емкости разделения
Стабильная нефть
Температура абсорбции, Массовое содержание, Х: в rase сепарации
С1 сэ
Сф в газе емкости разделения
СЭ
Сф
С
С в стабильной нефти с се
22,74
13,22
19,71
12, 62
11„76
0,92
149, 08
44,20
22,87
13,27
53,92
24,81
11,30
0,53
I, 08
1,85
149,15
0,97 0,94
0,76 0,74
44,01 44,02
23,26 23,34
19,47 19,41
59,61 60,43
22,41 21,73
9,15 8,91
8 93 8,93
1595878 .
Составитель Н. Богданова
Техред А.Кравчук Корректор А. Обручар
Редактор M. Петрова
Заказ 2888 Тираж 440 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101
