Способ переработки нефти (варианты)

Способ переработки нефти (варианты)

Реферат

Предлагаемые изобретения относятся к способам разделения нефтяного сырья путем фракционирования и могут быть использованы в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ перегонки нефти, заключающийся в том, что исходную нефть нагревают в теплообменниках за счет тепла отходящих продуктов перегонки до 200-220°С и направляют в отбензинивающую колонну, где при давлении 0,3-0,4 МПа отбирают до половины содержащихся в нефти бензиновых фракций и весь газ (Пикалов Г.П. и др. «Влияние глубины отбора бензиновых фракций в отбензинивающей колонне К-1 на качественные показатели работы высокопроизводительных установок перегонки нефти», сб. «Нефтепереработка и нефтехимия», 1978 г., №10, стр.7).

Для углубления отгонки в низ колонны вводят дополнительное количество тепла путем подачи «горячей струи» - отпаривающего агента.

В качестве отпаривающего агента используют часть (≈30 мас.%) отбензиненной нефти, которую греют в печи до 350-360°С и возвращают в низ отбензинивающей колонны.

Недостаток данного способа заключается в том, что отбензиненная нефть является неэффективным отпаривающим агентом, так как содержит мало паровой фазы. Отбензиненная нефть не содержит газа, часть фракций бензина также отсутствует. При любой температуре подогрева «горячей струи» образующаяся паровая фаза находится с ней в тепловом равновесии, то есть является насыщенной и при малейшем охлаждении начинает конденсироваться. Для получения необходимого количества паровой фазы приходится увеличивать количество и повышать температуру подогрева отпаривающего агента, но если первое увеличивает энергозатраты на циркуляцию, то второе вызывает усиление разложения серо- и хлорорганических соединений нефти и необходимость очистки газа и бензина отбензинивающей колонны от сернистых и хлористых соединений.

Известен способ перегонки углеводородного сырья в ректификационной колонне с отбором с верха колонны газа и бензиновой фракции, выводом в виде боковых погонов керосиновой и дизельной фракций, в котором в качестве отпаривающего агента используют перегретые пары бензиновой фракции из ректификационной колонны после отделения от нее воды и несконденсировавшихся углеводородных газов (Пат. РФ 2206596, C 10 G 7/00, 7/06, оп. 20.06.2003 г.).

Недостатком известного способа является использование в качестве отпаривающего агента повторно возвращенных паров бензиновой фракции, что приводит к дополнительной нагрузке на ректификационную колонну по парам и, как следствие, либо к ухудшению качества получаемых продуктов, либо к необходимости увеличения диаметра колонны. Кроме того, для циркуляции отпаривающего агента необходим насос, а это - дополнительный расход электроэнергии.

Наиболее близким по существенным признакам к заявляемому является способ дистилляции, который включает подогрев нефти за счет тепла дизельного топлива, отделение образовавшейся паровой фазы в емкостном сепараторе, нагрев жидкой фазы, выводимой из сепаратора за счет тепла мазута, отделение образовавшейся паровой фазы во втором емкостном сепараторе, нагрев жидкой фазы из второго сепаратора в печи и подачу в зону питания атмосферной колонны, смешение паровых фаз из обоих сепараторов, нагрев их в печи и подачу на смешение с жидкой фазой в печи в точке совпадения температур (Пат. США №2338595, НК 196-73, оп. 04.01.1944 г.). Часть подогретой в печи паровой фазы подают в низ атмосферной колонны в качестве дополнительного отпаривающего агента. В качестве основного отпаривающего агента используют водяной пар. Основной целью предварительного двухступенчатого отделения паровой фазы от жидкой фазы является снижение гидравлического сопротивления потоку нефти в теплообменниках и снижение давления на выкиде сырьевого насоса. Основную массу отделяемой в сепараторах паровой фазы снова смешивают с жидкой фазой перед окончательным ее нагревом в печи.

Известный способ-прототип имеет следующие недостатки:

- в качестве основного отпаривающего агента в прототипе используют водяной пар, который обладает общеизвестными недостатками (относительно высокая стоимость, обводнение получаемых дистиллятов, образование вредных стоков, усиление коррозии аппаратов и т.д.);

- в качестве дополнительного отпаривающего агента используют только небольшую часть выделенной паровой фазы нефти как дополнение к основному отпаривающему агенту - водяному пару, а основную массу паровой фазы нефти, отделенной в аппаратах, после подогрева в печи снова возвращают в поток нефти и подают вместе с ней в зону питания колонны, при этом основной целью отделения паровой фазы нефти в сепараторах является не использование ее в качестве отпаривающего агента, а снижение гидравлического сопротивления теплообменников и давления на выкиде сырьевого насоса;

- использование одноколонной схемы перегонки нефти, как известно, является неэкономичным, так как газ, выводимый с верха колонны, имеет низкое давление и содержит много серо- и хлористого водорода, а чтобы использовать этот газ в качестве топлива, его приходится пропускать через блок очистки аминами, что требует в свою очередь повышения его давления компремированием.

Таким образом, известный способ сохраняет все недостатки использования в качестве отпаривающего агента водяного пара и низкие экономические показатели, вызванные использованием одноколонной схемы разгонки нефти.

Задачей настоящего изобретения является улучшение отпарки легких фракций нефти, а также снижение удельных затрат топливно-энергетических ресурсов на ведение процесса.

Указанная задача решается в способе переработки нефти, включающем предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых целевых продуктов, сепарацию с разделением на жидкую и парогазовую фазы, дальнейший нагрев жидкой и парогазовой фаз в печи с последующей их переработкой, причем жидкую фазу подают на разделение с получением целевых продуктов, а парогазовую фазу - в качестве отпаривающего агента, в котором, согласно изобретению, парогазовую фазу после первой ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в отбензинивающую колонну, а парогазовую фазу после второй ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в ректификационную колонну, при этом сепарацию нефти проводят в гидроциклонах.

Сепарацию в первом гидроциклоне желательно проводить при температуре 150-200°С и давлении 0,6-0,65 МПа, во втором - при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

Целесообразно парогазовые фазы перед подачей их в качестве отпаривающих агентов подвергнуть перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

Отпаривающий агент в отбензинивающую колонну желательно подавать при температуре 310-320°С, а в ректификационную - при температуре 370-380°С.

Использование парогазовой фазы нефти после сепарации в качестве отпаривающих агентов в отбензинивающей и ректификационной колоннах, не ухудшая качества отпарки, дает снижение удельного расхода энергии на ведение процесса за счет исключения циркуляции потоков в колонне и снижения гидравлического сопротивления теплообменников.

Подогрев отпаривающих агентов в конвекционных трубах печи способствует дополнительному снижению температуры уходящих из печи дымовых газов и повышению ее КПД.

Использование гидроциклонов обеспечивает высокое качество сепарации и компактность установки.

Согласно второму варианту, сепарацию проводят в одну ступень, а парогазовую фазу разделяют на два потока и в качестве отпаривающих агентов подают в отбензинивающую и ректификационную колонны, при этом сепарацию проводят в гидроциклоне.

Сепарацию сырья в гидроциклоне желательно проводить при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

Целесообразно парогазовые фазы перед их подачей в качестве отпаривающих агентов подвергнуть перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

Желательно отпаривающий агент подавать в отбензинивающую колонну при температуре 310-320°С, а в ректификационную - при температуре 370-380°С.

Получаемые по второму варианту отпаривающие агенты содержат весь газ, отделенный от нефти в циклоне, и большую часть бензиновой фракции, благодаря чему достигается необходимый отпаривающий эффект в обеих колоннах.

Так же, как и по первому варианту, использование указанных отпаривающих агентов дает снижение удельного расхода энергии при проведении процесса и снижение гидравлического сопротивления теплообменников.

На прилагаемом чертеже представлена принципиальная схема реализации предлагаемого способа по первому варианту.

Способ осуществляют следующим образом. Поток обессоленной нефти 1 прокачивают сырьевым насосом 2 через теплообменники дизельного топлива 3, вакуумного газойля 4 и подают в первый циклонный сепаратор 5, где при температуре 190°С и давлении 0,65 МПа от потока нефти отделяют парогазовую фазу 6.

Парогазовый поток 6 проходит часть труб в конвекционной части печи 7, где его нагревают до 320°С и направляют через маточник под отгонные тарелки отбензинивающей колонны 8 в качестве отпаривающего агента.

Жидкую фазу 9 нефти после циклонного сепаратора 5 первой ступени подают через теплообменник гудрона 10 в циклонный сепаратор второй ступени 11, где при температуре 230°С и давлении 0,55 МПа от потока нефти отделяют парогазовую фазу 12.

Парогазовая фаза 12 проходит часть труб конвекции печи 7 и с температурой 380°С поступает через маточник под отгонные тарелки основной ректификационной колонны 13 в качестве отпаривающего агента. Жидкая фаза 14 нефти после циклонного сепаратора 11 проходит остальные гудроновые теплообменники 15, часть труб конвекции печи 7 и с температурой 260°С поступает в зону питания отбензинивающей колонны 8. С верха колонны 8 выводят смесь 16 прямогонного газа и легких паров бензина. С низа колонны 8 отбензиненную нефть 17 насосом 18 прокачивают через печь 7 и с температурой 370°С подают в зону питания основной ректификационной колонны 13.

С верха колонны 13 выводят пары 19 тяжелого бензина. В качестве боковых погонов через отпарные колонны 20 выводят керосиновую 21 и дизельную 22 фракции. В низ отпарных колонн 20 подводят тепло с помощью теплоносителя 23. С низа колонны 13 выводят мазут 24, который направляют через вакуумную печь с температурой 400°С в вакуумную колонну (на схеме не показано).

Для подогрева нефти в теплообменниках 4, 8, 15 используют тепло потоков вакуумного блока (гудрона 25 и вакуумного газойля 26).

Количество отпаривающих агентов, выводимых из циклонных сепараторов 5 и 11, зависит от температуры подогрева нефти в теплообменниках и давления в сепараторах и легко регулируется.

По второму варианту (на чертеже не показан) предлагаемый способ содержит одну ступень сепарации - один гидроциклон, сырье в который поступает из гудронового теплообменника 10 (см. первый вариант), при этом парогазовую фазу из гидроциклона разделяют на два потока и в качестве отпаривающих агентов направляют в отбензинивающую и ректификационную колонны. Процесс сепарации в гидроциклоне проводят при температуре 220°С и давлении 0,5 МПа.

Предлагаемый способ (оба варианта) обеспечивает необходимую глубину отпарки легких фракций от нефти с одновременным снижением удельных энергозатрат на процесс перегонки нефти.

1. Способ переработки нефти, включающий предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых целевых продуктов, его сепарацию с разделением на жидкую и парогазовую фазы, дальнейший нагрев жидкой и парогазовой фаз в печи с последующей их подачей на дальнейшую переработку, причем жидкую фазу подают на разделение с получением целевых продуктов, а парогазовую - в качестве отпаривающего агента, отличающийся тем, что парогазовую фазу после первой ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в отбензинивающую колонну, а парогазовую фазу после второй ступени сепарации в качестве отпаривающего агента подают в ректификационную колонну, при этом сепарацию нефти проводят в гидроциклонах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сепарацию в первом гидроциклоне проводят при температуре 150-200°С и давлении 0,6-0,65 МПа, а во втором - при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что парогазовые фазы перед подачей их в качестве отпаривающих агентов подвергают перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что отпаривающий агент в отбензинивающую колонну подают при температуре 310-320°С, а в ректификационную - при температуре 370-380°С.

5. Способ переработки нефти, включающий предварительный нагрев исходного сырья за счет тепла получаемых целевых продуктов, его сепарацию с разделением на жидкую и парогазовую фазы, дальнейший нагрев жидкой и парогазовой фаз в печи с последующей их подачей на дальнейшую переработку, причем жидкую фазу подают на разделение с получением целевых продуктов, а парогазовую - в качестве отпаривающего агента, отличающийся тем, что сепарацию исходного сырья проводят в одну ступень, а полученную парогазовую фазу разделяют на два потока и в качестве отпаривающих агентов подают в отбензинивающую и ректификационную колонны, при этом сепарацию проводят в гидроциклоне.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что сепарацию в гидроциклоне проводят при температуре 200-240°С и давлении 0,5-0,55 МПа.

7. Способ по п.5, отличающийся тем, что парогазовые фазы перед подачей их в качестве отпаривающих агентов подвергают перегреву в печи на 80-100°С выше температуры их насыщения.

8. Способ по п.5, отличающийся тем, что отпаривающий агент в отбензинивающую колонну подают при температуре 310-320°С, а в ректификационную - при температуре 370-380°С.