Способ деасфальтизации углеводородного сырья

Изобретение относится к области нефтедобычи и нефтепереработки. Изобретение касается способа деасфальтизации углеводородного сырья, в качестве которого используют тяжелую нефть, заключающегося в добавлении к нему органического растворителя - гексаметилдисилоксана, перемешивании, фильтровании растворившегося в органическом растворителе углеводородного сырья от осажденных смолисто-асфальтеновых веществ и очистке углеводородного сырья от органического растворителя путем дистилляции. Перемешивание осуществляют на верхнеприводном перемешивающем устройстве при следующем отношении компонентов, мас. %: гексаметилдисилоксан - 92; тяжелая нефть - остальное. Технический результат - более полное удаление смолисто-асфальтеновых веществ из состава углеводородного сырья, более существенное снижение его вязкости и лучшее обессеривание при более низких энергозатратах. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 7 пр.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и нефтепереработки, конкретно к способу удаления смолисто-асфальтеновых веществ из углеводородного сырья, включая тяжелое углеводородное сырье в виде тяжелых нефтей, для понижения их вязкости, обессеривания и деметаллизации. Изобретение может быть использовано на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях.

Последние годы происходит изменение структуры запасов углеводородного сырья, а именно, неуклонно повышается доля трудноизвлекаемых тяжелых нефтей и природных битумов. Эти ископаемые топлива характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, что обусловливает их очень высокую вязкость и высокое содержание серы, которая является каталитическим ядом и снижает ценность сырья для нефтехимии.

К тяжелым нефтям и битумам относят жидкие ископаемые топлива, плотность которых превышает 0.92 г/мл при 15°С. Различие между тяжелой нефтью и битумом состоит в величине вязкости: к тяжелым нефтям относят углеводороды с вязкостью менее 10 Па⋅с в пластовых условиях, тогда как вязкость битумов выше. Для возможности перекачки жидкости по трубопроводу с помощью насосных систем центробежного действия, ее вязкость не должна превышать 0.5-0.7 Па⋅с; более того, с точки зрения экономической эффективности рекомендуется, чтобы вязкость не превышала 0.12-0.14 Па⋅с. Такие требования делают транспорт тяжелых нефтей и битумов существующими трубопроводными линиями затрудненным или невозможным. Групповой состав и реологическое поведение природных битумов и тяжелых нефтей схожи. Эти тяжелые углеводороды содержат, как правило, не менее 20-35% смолисто-асфальтеновых веществ, которые не только обусловливают их высокую вязкость, но и несут в своем составе высокую концентрацию серы. Тяжелые нефти и природные битумы являются, обычно, высокосернистыми топливами, содержащими более 1.8% серы. Компаундирование таких углеводородов с легкими малосернистыми нефтями в магистральных нефтепроводах приводит к росту среднего содержания серы в нефти и снижает ее ценность. В частности, это служит причиной относительно низкой стоимости отечественной экспортной нефти марки Urals (1.3% серы) по сравнению с зарубежными аналогами, например, нефтями марок WTI и Brent (0.24 и 0.37% серы, соответственно). Все вышеперечисленное делает актуальным поиск новых и улучшенных способов удаления смолисто-асфальтеновых веществ из состава углеводородного сырья.

Деасфальтизация является способом облагораживания нефти - снижения содержания в ней серы, а также металлов. Кроме того, она приводит к снижению вязкости нефти.

Известен способ деасфальтизации нефтяных остатков экстракцией сжиженным пропаном с получением растворов асфальта и деасфальтизата (см. RU 2218379, кл. МПК C10G 21/14, 21/28, опубл. 10.12.2003), последующей регенерацией пропана из раствора деасфальтизата путем его ступенчатого одновременного нагрева и понижения давления, отличающийся тем, что раствор деасфальтизата перед подачей в сепаратор первой ступени подвергают дополнительному нагреву без изменения давления.

Способ позволяет снизить энергозатраты на регенерацию пропана из раствора деасфальтизата, однако его недостатком является необходимость работы со сжиженным газом и недостаточно полная деасфальтизация нефти.

Известен способ деасфальтизации нефтяных остатков (см. RU 2526626, кл. МПК C10G 21/14, 21/28, опубл. 27.08.2014), включающий экстракцию нефтяных остатков легким углеводородным растворителем с получением асфальтового и деасфальтизатного раствора, регенерацию растворителя из асфальтового раствора, предварительно нагретого в рекуперационном теплообменнике, включающую однократное испарение паров растворителя среднего давления и отпаривание паров растворителя низкого давления, регенерацию растворителя из деасфальтизатного раствора, предварительно нагретого в рекуперационном теплообменнике, включающую сверхкритическую сепарацию с получением регенерированного растворителя, однократное испарение паров растворителя среднего давления и отпаривание паров растворителя низкого давления, а также сжатие смеси паров растворителя низкого давления с помощью струйного компрессора с последующим охлаждением, конденсацией и рециркуляцией паров растворителя среднего давления, отличающийся тем, что из нагретого асфальтового раствора предварительно, в условиях противоточного нагрева теплоносителем, отгоняют пары растворителя высокого давления, которые смешивают с деасфальтизатным раствором, сверхкритическую сепарацию осуществляют в поле центробежных сил с последующей термосепарацией полученных растворителя и деасфальтизатной фазы в условиях противоточного нагрева теплоносителем с получением деасфальтизатного концентрата, который используют в качестве рабочего тела струйного компрессора, а отпаривание растворителя низкого давления осуществляют путем отгонки в условиях противоточного нагрева теплоносителем или путем однократного испарения. Способ позволяет уменьшить количество растворителя среднего и низкого давления, снизить расход электроэнергии на циркуляцию растворителя, предотвратить образование водных стоков и исключить печной нагрев асфальтового раствора.

Недостатком способа является недостаточно полное удаление смолисто-асфальтеновых веществ.

Известен способ деасфальтизации нефтяных остатков (см. RU 2279465, кл. МПК C10G 21/14, опубл. 10.07.2006), включающий экстракцию нефтяных остатков углеводородным растворителем, регенерацию растворителя из деасфальтизатного и асфальтового растворов в испарителях путем нагрева и испарения, отпарку водяным паром остатков растворителя от деасфальтизата и асфальта, отделение воды от растворителя, охлаждение и конденсацию паров растворителя, и его рециркуляцию в процесс деасфальтизации; согласно изобретению, растворитель после отделения от воды подвергают абсорбционной очистке от сероводорода с последующим компремированием.

Недостатком способа является недостаточно полное удаление смолисто-асфальтеновых веществ и высокие энергетические затраты.

Известен способ сольвентной деасфальтизации тяжелого нефтяного сырья и растворитель для реализации способа (см. RU 2694533, кл. МПК C10G 21/00, 21/06, 21/12, 21/28, С10С 3/08, опубл. 16.07.2019), в котором процесс осадительной экстракции проводят в области температур от 50 до 150°С и давлений от 100 до 300 бар с использованием растворителя тяжелого нефтяного сырья, представляющего собой смесь диоксида углерода и толуола с содержанием толуола от 10 до 40% мас., находящегося в однофазном жидком, суб- или сверхкритическом состоянии. Способ позволяет достигнуть высокого выхода деасфальтизата в сочетании с высокой селективностью разделения и эффективностью удаления асфальтенов и металлов из состава тяжелого нефтяного сырья в процессе его деасфальтизации при использовании смесей СО₂ и толуола в качестве комбинированного растворителя.

Недостатком способа являются высокие энергетические затраты и использование сжиженного газа.

Известен способ деасфальтизации и деметаллизации сырой нефти или ее фракций (см. RU 2014344, кл. МПК C10G 21/14, опубл. 15.06.1994) путем контактирования их с органическим растворителем с последующим отделением осадка, обогащенного асфальтенами и асфальтеновыми комплексами металлов, от жидкой фазы, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют диалкил (С1-С3)-карбонат, контактирование проводят при температуре не ниже взаимной растворимости нефти или ее фракций и растворителя и жидкую фазу дополнительно охлаждают и/или добавляют жидкий растворитель более полярный, чем используемый карбонат. Способ прост и удобен, его можно проводить при умеренной температуре без применения повышенного давления и при низком отношении органического карбоната к сырой нефти или ее фракции.

Недостатком способа является неполное удаление смолисто-асфальтеновых веществ из нефти.

Известен способ деасфальтизации (Speight J.G. The Chemistry and Technology of Petroleum. 5th ed. CRC Press: Boca Raton, 2014), который заключается в добавлении к углеводородному сырью органического растворителя, в качестве которого используют углеводородный растворитель (пентан или гептан) при следующем отношении компонентов (мас. %):

углеводородный растворитель	93-96.5
углеводородное сырье	остальное

перемешивании, фильтровании растворившегося в органическом растворителе углеводородного сырья от осажденных смолисто-асфальтеновых веществ, и очистке углеводородного сырья от органического растворителя путем дистилляции. После отгонки органический растворитель может быть использован повторно.

По совокупности существенных признаков и достигаемому техническому результату известный способ может быть принят как наиболее близкий аналог - прототип.

Недостатком прототипа является недостаточно полное удаление смолисто-асфальтеновых веществ и высокие энергетические затраты на регенерацию осадителя.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа деасфальтизации углеводородного сырья, позволяющего наиболее полно удалить смолисто-асфальтеновые вещества из его состава, тем самым снизив вязкость и содержание серы, при низких энергетических затратах.

Поставленная задача решается тем, что предложен способ деасфальтизации углеводородного сырья, заключающийся в добавлении к нему органического растворителя, перемешивании, фильтровании растворившегося в органическом растворителе углеводородного сырья от осажденных смолисто-асфальтеновых веществ, и очистке углеводородного сырья от органического растворителя путем дистилляции, в котором в качестве органического растворителя используют гексаметилдисилоксан, а в качестве углеводородного сырья - тяжелую нефть при следующем отношении компонентов (мас. %):

гексаметилдисилоксан	80-96
тяжелая нефть	остальное

В качестве тяжелой нефти используют тяжелую нефть, характеризующуюся плотностью 0.966 г/мл, содержанием серы 3.6% и вязкостью 4.25 Па⋅с при 20°С.

После отгонки органический растворитель может быть использован повторно.

Технический результат, который может быть получен от использования предлагаемого изобретения, заключается в более полном удалении смолисто-асфальтеновых веществ из состава углеводородного сырья, более существенном снижении его вязкости и лучшем обессеривании при более низких затратах на регенерацию растворителя.

Нижеперечисленные примеры иллюстрируют техническое решение.

Пример 1

К 20 г тяжелой нефти с плотностью 0.966 г/мл, содержанием серы 3.6% и вязкостью 4.25 Па⋅с (при 20°С) добавляют 80 г гексаметилдисилоксана, перемешивают смесь на верхнеприводном перемешивающем устройстве, отделяют осадившиеся смолисто-асфальтеновые вещества фильтрованием с использованием стеклянного фильтра и отгоняют гексаметилдисилоксан от нефти дистилляцией.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию гексаметилдисилоксана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Пример 2

Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, указанному в примере 1, но смешивают 11 г нефти и 89 г гексаметилдисилоксана.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию гексаметилдисилоксана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Пример 3

Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, указанному в примере 1, но смешивают 8 г нефти и 92 г гексаметилдисилоксана.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию гексаметилдисилоксана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Пример 4

Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, указанному в примере 1, но смешивают 6 г нефти и 94 г гексаметилдисилоксана.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию гексаметилдисилоксана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Пример 5

Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, указанному в примере 1, но смешивают 4 г нефти и 96 г гексаметилдисилоксана.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию гексаметилдисилоксана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Пример 6 (сравнительный по прототипу)

Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, указанному в примере 1, но смешивают 5 г нефти и 95 г пентана.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию пентана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Пример 7 (сравнительный по прототипу)

Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, указанному в примере 1, но смешивают 5 г нефти и 95 г гептана.

Выход смолисто-асфальтеновых веществ, вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья при 20°С и содержание в нем серы, а также удельные энергозатраты на регенерацию гептана, пошедшего на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ, приведены в таблице.

Таким образом, предлагаемый по изобретению способ позволяет

- увеличить абсолютный выход смолисто-асфальтеновых веществ до 24.6% по примеру №3 по сравнению с примером №6 по прототипу;

- резко снизить вязкость деасфальтизированного углеводородного сырья, практически в 37 раз по примеру №3 по сравнению с примером №7 по прототипу;

- уменьшить содержание серы в сырье до 0.67 мас. % по сравнению с 3.14 мас. % по прототипу, что в 4.7 раза ниже;

- при существенно более низких энергозатратах на дистилляцию органического растворителя для его регенерации - в 22.8 раз по примеру №1 по сравнению с примером №7 по прототипу.

Получаемые по изобретению технические результаты обеспечивают дополнительные преимущества предлагаемого способа:

- снижение вязкости открывает возможность транспорта углеводородного сырья существующими трубопроводными линиями,

- а уменьшение содержания в нем серы повышает его ценность в качестве сырья для нефтехимической промышленности.

1. Способ деасфальтизации углеводородного сырья, в качестве которого используют тяжелую нефть, заключающийся в добавлении к нему органического растворителя - гексаметилдисилоксана, перемешивании, фильтровании растворившегося в органическом растворителе углеводородного сырья от осажденных смолисто-асфальтеновых веществ и очистке углеводородного сырья от органического растворителя путем дистилляции, отличающийся тем, что перемешивание осуществляют на верхнеприводном перемешивающем устойстве при следующем отношении компонентов, мас. %:

гексаметилдисилокcан	92
тяжелая нефть	остальное

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют тяжелую нефть, характеризующуюся плотностью 0.966 г/мл, содержанием серы 3.6 мас. % и вязкостью 4.25 Па·с при 20°С.