Способ переработки нефти

 

Изобретение относится к нефтехимии, в частности к переработке нефти. Цель изобретения -- упрощение технологии процесса . Переработку нефти ведут путем ее нагрева, испарения на жидкую и паровую фазы, разделения их в присутствии водородсодержащего газа на парогазовую и жидкую фракции. Водородсодержащий газ нагревают до температуры на 100 - 200° С выше температуры нагрева нефти. Стадию разделения на фракции проводят при раздельном контактировании нагретого водородсодержащего газа с жидкой и паровой фазами. Парогазовую фракцию подвергают ступенчатому охлаждению и сепарации с получением жидкой фазы сепарации углеводродного газа и еодородсодержащего газа. Последний после очистки нагревают и возвращают на стадию разделения, а жидкую фракцию разделения совместно с жидкой фазой сепарации направляют на ректификацию с получением, целевых демеркаптанизированных продуктов . 1 ил., 1 табл. сл

союз советских социалистических

РЕСПУБЛИК (я)ю С 10 G 47/22

ГОСУДА P СТ В Е ННЫ Й КОМИТЕ Т

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ с

- -: t"<

Ь

О

4 о

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4750355/04 (22) 19.09.89 (46) 30.09.91. Бюл. Ф 36 (71) Грозненский нефтяной институт (72) В.В. Столяров, Г.В. Тараканов и А.К. Мановян (53) 665.658 (088.8) (56) Берг Г.А., Хабибулин С,Г, Каталитическое гидрооблагораживание нефтяных остатков. Л.: Химия, 1986, с. 160 — 162, Патент США |ч 4424117, кл. С 10 G 65/04, 1982. (54) СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтехимии, в частности к переработке нефти. Цель изобретения — упрощение технологии процесса. Переработку нефти ведут путем ее .нагрева, испарения на жидкую и паровую

Изобретение относится к переработке нефти с высоким содержанием меркаптановой серы и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Цель изобретения — упрощение технологии процесса, На чертеже изображена схема устройства для реализации предлагаемого способа.

Сырье (нефть) нагревают, подают по линии 1 в печь 2, где нагревают до 300—

350 С и подают на контактные устройства (тарелки или насадка) в испаритель 3, выполняющий одновременно роль реакционного аппарата. Туда же подают разогретый до 450 — 550 С в печи 4 по линиям 5, б и 7 водородсодержащий газ так, чтобы обеспе„„ЯУ „, 1680760 А1 фазы, разделения их в присутствии водородсодержащего газа на парогазовую и жидкую фракции. Водородсодержащий гаэ нагревают до температуры на 100 — 200 С выше температуры нагрева нефти. Стадию. разделения на фракции проводят при раздельном контактировании нагретого водородсодержащего газа с жидкой и паровой фазами. Парогазовую фракцию подвергают ступенчатому охлаждению и сепарации с получением жидкой фазы сепарации углеводродного газа и водородсодержащего газа, Последний после очистки нагревают и возвращают на стадию разделения, а жидкую фракцию разделения совместно с жидкой фазой сепарации направляют на ректификацию с получением целевых демеркаптанизированных продуктов. 1 ил„1 табл. чить контакт последнего как с жидкой фазой нефти (линия 5), так и с паровой фазой нефти (линии б и 7). После испарителя гаэопаровую фракцию охлаждают в теплообменнике 8 до

200 — 280 С и разделяют в горячем сепараторе 9 высокого давления на гаэопаровую фазу, отводимую по линии 10, и жидкую фазу, отводимую по линии 11. Газопаровую фазу охлаждают до 40 — 50 С в теплообмено

° аеас нике 12 и в холодном сепараторе 13 высокого давления разделяют с получением по линии 14 водородсодержащего газа и по линии 15 жидкой фазы. Водородсодержащий газ очищают от сероводорода на блоке

16, компримируют, а затем возвращают по линии 17 в лечь 4. Жидкую фазу дросселиру1680760 ют до 0,2 — 0,4 МПа клапаном 18 и в холодном сепараторе 19 низкого давления отдляют по линии 20 углеводородный газ от жидкой фазы, отводимой по линии 21, которую нагревают в теплообменниках 12 и

8 до 350 — 380" С и смешивают с дросселированной клапаном 22 жидкой фазой сепаратора 9.

Полученную смесь (жидкую фазу сепарации) по линии 23 с температурой 300—

360 С подают в ректификационную колонну 24. Ниже ввода жидкой фазы сепарации на 10 — 1? тарелки в ректификационную колонну 24 подают из испарителя 3 через клапан 25 жидкую фазу нефти, В низ колонны 24 для отпарки легких фракций по линии

26 подают нагретый втеплообменнике 27 водородсодержащий газ (отдув). В результате ректификации получают узкие фракции бензина, керосина, дизельного топлива и мазута, отводимые соответственно по линиям

28, 29, 30 и 31. При этом вывод дизельного топлива осуществляют между вводами в колонну?4 жидкой фазы сепарации и жидкой фракции нефти. С верха ректификационной колонны по линии 32 отводят смесь паров и

ВСГ, конденсируют в конденсаторе-холодильнике 33, напрзвляют в сепаратор 34, полученный при этом ВСГ компримируют компрессором 35 и по линии 36 возвращают на блок tá очистки, Пример 1. Нефть с содержанием меркаптановой серы 0,042 мас. в количестве 375 т/ч нагревают до 350 С и в парожидком состоянии подают в испаритель для раздельного контактирования паровой и жидкой фаз с разогретым в печи до 500 С водородсодержащим газом (В СГ). Один поток ВСГ (в количестве до 30 от общего расхода) подают под контактные устройства для контактирования с жидкой фазой нефти.

В результате кон акта от жидкой нефти дополнительно отделяется (испаряется) утяжеленная паровая фаза, смешиваемая затем с легкой паровой фазой в зоне подачи сырья в испаритель с получением паровой фазы нефти.Паровую фазу нефти ступенчато контактируют с оставшейся частью ВСГ, подаваемого по линиям 6 и 7 в верхнюю часть испарителя, в результате чего температура этих паров повышается до 370 С, при этом меркаптаны превращаются в сероводород, На выходе из испарителя получают

324 т/ч газопаровой фракции (общее количество подаваемого в реакционный аппарат

ВСГ составляет 55,2 т/ч). Получаемую газопаровую. фракцию охлаждают до 250 С и разделяют в горячем сепараторе с получением 16,2 т/ч жидкой фазы и паровой фазы, 10

15 дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора и полученную жидкую фа20

50 которую доохлаждают до 400. С и отделяют от водородсодержащего газа (55,2 т/ч) жидкую фазу в сепараторе высокого давления в количестве 252,6 т/ч. Полученную жидкую фазу дросселируют до 0.3 МПа и в сепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа, Углеводородный газ и водародсодержащий газ очищают от сероводорода и последний после компримирования до 2,5 МПа возвращают на нагрев в печь, Стабильную жидкую фазу сепаратора низкого давления в количестве 247 т/ч нагревают в теплообменниках до 320 С, смешивают с эу сепарации (253,2 т/ч) HBllpBBëÿþò с температурой 300 С в ректификационную колонну. Туда же направляют 106,2 т/ч дросселирован ной до 0,2 МПа жидкой фракции из испарителя с температурой 360 С, В результате разделения в ректификационной колонне получа1от 125,4 т/ч бензина, 65 т/ч керосина (содержание мерка птановой серы 0,0025 мас. ), 74 т/ч дизельного топлива и 105 т/ч мазута. В низ ректификационной колонны подают

0,07 т/ч нагретого ВСГ из блока очистки для обеспечения отпарки легких фракций, Глубина удаления меркаптановой серы из бензиновой и керосиновой фракций составляет 96 мас., общей серы из жидкой фазы сепарации — 54 мас. . Основные показатели работы установки по примеру 1 приведены в таблице, Пример 2. Нефть по примеру 1 в количестве 375 т/ч нагревают в печи до 350 С и подают в испаритель для контактирования с 55,2 т/ч нагретого до 450 С ВСГ, Получаемую в количестве 330,2 т/ч реакционную смесь (паровую фазу) охлаждают до

250 С и разделяют в горячем сепараторе с получением 16,0 т/ч жидкой фазы и паровой фазы, которую доохлаждают до 40" С и отделяют от ВСГ (55,2 т/ч) жидкую фазу в сепараторе высокого давления в количестве

259,0 т/ч. ВСГ после очистки в количестве

55,2 т/ч комп римируют до 1,0 МПа и возвращают на нагрев в печь. Полученную жидкую фазу дросселируют до 0,3 МПа и в сепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа.

Жидкую фазу из сепаратора низкого давления в количестве 253,4 т/ч нагревают до 320 С и смешивают с дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора.

Полученную при этом жидкую фазу сепарации (269,3 т/ч) направляют с температурой

298 С в ректификационную колонну, Туда же направляют 100,0 т/ч дросселированной

1680760 до 0,2 МПа жидкой фракции, из испарителя с температурой 353 С.

В результате разделения в ректификационной колонне получают 125,4 т/ч бензина, 63 т/ч керосина (содержание 5 меркаптановой серы 0,0025 мас. ), 76,0 т/ч дизельного топлива и 105 т/ч мазута. В низ колонны подают 0,07 т/ч ВСГ. Глубина удаления меркэптановой серы 92 мас., общей серы 44 мас. (из жидкой фазы 10 сепарации). Основные показатели работы установки по примеру 2 приведены в таблице, Пример 3. Нефть по примеру 1 в количестве 375 т/ч нагревают в печи до 350 С 15 и подают в испаритель для контактирования с 55,2 т/ч нагретого до 550" С ВСГ, Получаемую в количестве 323,2 т/ч реакционную смесь (паровую фазу) охлаждают до

250 С и разделяют в горячем сепараторе с 20 получением 16,5 т/ч жидкой фазы и паровой фазы, которую доохлаждают до 40 С и отделяют от ВСГ (55,2 т/ч) жидкую фазу в сепараторе высокого давления в количестве

251,5 т/ч. ВСГ после очистки в количестве 25

55,2 т/ч комп римируют до 4,0 МПа и возвращают на нагрев в печь, Полученную жидкую фазу дросселируют до 0,3 МПа и в сепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа. Жидкую 30 фазу из сепаратора низкого давления в количестве 245,9 т/ч нагревают до 320 С и смешивают с дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора, Полученную жидкую фазу сепарации (262,4 т/ч) направ- 35 ляют с температурой 305 С в ректификационную колонну. Туда же направляют

107,0 т/ч дросселированной до 0,2 МПа жидкой фракции из испарителя с температурой 366 С, В результате разделения 40 в ректификационной колонне получают

125,4 т/ч бензина, 66,0 т/ч керосина (содержание меркаптановой серы 0,0022 мас, ), 73,0 т/ч дизельного топлива и 105 т/ч мазута. В низ колонны подают 0,07 т/ч ВСГ.

Глубина удаления меркаптановой серы

98 мас., общей серы 60 мас,7ь (из жидкой фазы сепарации). Основные показатели работы по примеру 3 приведены в таблице, Таким образом, предлагаемый способ позволяет упростить технологию процесса за счет исключения использования катализатора, снижения режимных условий, в частности давления, уменьшения затрат тепловой энергии на 0,6 — 5,5 отн., увеличения приблизительно в 3 раза межремонтного пробега ректификационной колонны. При этом содержание маркаптанов в бензине составляет следы, в керосине — 0,0022 мас., в дизельном топливе—

0,003 мас. .

Формула изобретения

Способ переработки нефти путем ее нагрева, испарения на жидкую и паровую фазы, разделения их в присутствии водородсодержащего газа на парогазовую и жидкую фракции, отличающийся тем, что, с целью упрощения технологии процесса, водородсодержащий газ нагревают до температуры на 100 — 200 С выше температуры нагрева нефти, стадию разделения на фракции проводят при раздельном контактировании нагретого водородсодержащего газа с жидкой и паровой фазами, полученную при разделении парогазовую фракцию подвергают ступенчатому охлаждению и сепарации с получением жидкой фазы сепарации углеводородного газа и водородсодержащего газа, последний после очистки нагревают и возвращают на стадию разделения, а жидкую фракцию разделения совместно с жидкой фазой сепарации направляют на ректификацию с получением целевых демеркаптанизированных продуктов.

1680760

Показатели о

Температура, С:

380 нагрев нефти

350

350

380

450

550 щего газа в испарителе

363

370

376

250

250

250

40

40

300

305

325

318

328

350

350

350

Давление, МПа:

2,5

4,5

1,0

4,0 в испарителе

0,9

3,9

2,2

0,85

3,8

0,3

0,3

0,3

О, 15

Количество, т/ч:

55,2

"Ю

55,2

55,2 в .том числе:

55,2

15,0

15,0

15,0

Производительность установки по нефти, т/ч нагрева водородсодержав горячем сепараторе высокого давления в холодном сепараторе высокого давления в холодном сепараторе низкого давления нагрева отгона перед ректификацией остатка испарителя (жидкой фазы) на выходе в ректификационную колонну водородсодержащего

>газа на входв в низ ректификационной колонны в горячем сепараторе высокого давления в холодном сепараторе высокого давления в холодном сепараторе низкого давления

B верху ректификационно)Т колонны водородсодержащего газа в испарителе на смешение с нефтью на контактирование с паровой фазой нефти

375,0 375,0 375,0 375,0

0,15 0,15 0,15

40,2 40,2 40,2

1680760

4 5

0»07 0»07

0,07

0,О7

280, 2

100,0

f25 4

150, О

125,4

106, 2

125,4

107 O

125,4

66,0

60,0

65,0

63,0

79,0

74,0

76,0

73,0

105,0 105,0

105, О

f05.,0

16,2

f6,O

16,5 давления

259, О

5,6

5»6

5,6

5,6

О, О- 12

Сл еды

0,042

Следы

0,042

Следы

О» 0025 О, 0025

О,0О22

0,003

0,003

0, 003

60

36

36

521000 508000 500000 515000 в низ ректификационной колонны газопаровои фракции из испаритепя жи t,êoé фракции из испарителя бензина керосина дизельцого топлива мазута жид кой фа з ы горяч его с епаратора высокого давления жидкой фазы холодного с.епяратора высокого жидкой фазы холодного сепаратора низкого давления углеводородного газа

СО 1 ерж<1ние мер каптя ион».1 мяс. i, н нефти

11 бензине в керосине

В; (И З Е.1 1 Ь H О М Т О 11 J1 И В Е .

Глубина удаления общей о серы из фр н.к. -350 С, мас.%:

Межремонтный пробег ректификационной колонны, мес

Затраты тепловой энергии ня нагрев сырьевой смеси установки, МДж/ч

Па выходе из печи.

О, 042

0,02

О, 018

О, 024

Продо.11жепие таблицы

324,0 330,2 323»"

247,0 253,4 245,9

1680760

Составитель Н.Королева

Техред M.Mîðãåíòàë Корректор М.Максимишинец

Редактор M.Ïåòðoâà

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 3285 Тираж 325 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5