Способ перегонки нефти

Способ перегонки нефти

Реферат

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к перегонке нефти, и может быть использовано для разделения ее на фракции.

Известен способ перегонки нефти однократным испарением, при котором исходную нефть нагревают до заданной температуры, например до 370-385°C, и подают в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. Паровую фазу отбирают с верха сепаратора, конденсируют в конденсаторе-холодильнике и отводят в приемник отгона, а с низа сепаратора непрерывно отводят жидкий остаток однократного испарения [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.64-67].

Недостатком способа является необходимость ограничения температуры нагрева вследствие деструкции (крекинга) компонентов нефти при превышении порога термостабильности, который для различных нефтей находится в интервале 370-385°C. [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.66, 68-69], а также [«Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.: Под ред. Е.И. Судакова, - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. С.236-237].

Деструкция компонентов нефти при перегонке ухудшает качество нефтепродуктов, а именно повышает их йодное число, снижает вязкость, температуру вспышки и стабильность к окислению.

Наиболее близким к заявляемому является способ перегонки нефти, при котором исходную нефть нагревают до заданной температуры и подают в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. Паровую фазу отбирают с верха сепаратора, конденсируют и отводят в приемник отгона, а с низа сепаратора отводят жидкий остаток перегонки. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти подают нагретый водяной пар с температурой 380-420°C и давлением 2,0-3,0 МПа [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.66-69].

Недостатками способа являются необходимость применения в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти водяного пара, получение которого требует больших затрат электроэнергии, а именно применения мощных котельных установок, систем подготовки высокоочищенной воды, большого расхода топлива. При применении водяного пара также возможно возникновение опасности конденсации пара, а следовательно, и гидроударов.

Технический результат - сокращение энергозатрат на подготовку агента для снижения температуры перегонки нефти.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе перегонки нефти путем предварительного нагрева до заданной температуры с последующим разделением в адиабатическом сепараторе на паровую и жидкую фазы и подачей нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, особенностью является то, что в качестве агента используют нагретый до 380-400°C метансодержащий углеводородный газ (МУГ), содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс. на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который нагревают до заданной температуры и возвращают в процесс.

Использование МУГ в качестве агента для снижения температуры перегонки обеспечивает сокращение энергозатрат на подготовку агента перед подачей в низ сепаратора за счет более низкой теплоемкости МУГ (теплоемкость воды 4,2 кДж/кг·град, теплота парообразования для воды 2250 кДж/кг, теплоемкость МУГ 2,3-3,6 кДж/кг·град), что приводит к меньшему потреблению тепла на нагрев агента и, соответственно, к снижению энергозатрат в 2,5-3 раза за счет более низкой теплоемкости предлагаемого агента.

Кроме того, использование МУГ в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти позволит проводить процесс перегонки нефти при более низкой температуре за счет снижения парциального давления компонентов нефти, что, в свою очередь, приводит к снижению их температуры кипения. Вследствие снижения температуры уменьшается степень деструкции компонентов нефти, которая характеризуется йодным числом низкокипящих компонентов (НКК) нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

Исходную нефть предварительно нагревают до заданной температуры, затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы с подачей предварительно нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, в качестве которого используют нагретый до 380-400°C метансодержащий углеводородный газ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс. на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, затем конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который подогревают до заданной температуры и возвращают в процесс.

Пример 1 (по прототипу).

Нефть Северо-Хоседаюского месторождения с плотностью 875,5 кг/м³ нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C водяной пар при давлении 3,0 МПа в количестве 3% масс. на нефть. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и водяной пар. Паровую фазу охлаждают, затем низкокипящие компоненты нефти и водяной пар конденсируют, отделяют конденсат водяного пара, который направляют на очистку для дальнейшего использования при выработке водяного пара. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 3,8 г йода / 100 г.

Пример 2.

Нефть Северо-Хоседаюского месторождения с плотностью 875,5 кг/м³ нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 3% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 40,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,53 г йода / 100 г.

Пример 3.

Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,3% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,62 г йода / 100 г.

Пример 4.

Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 360°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 380°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 3% масс. на нефть при давлении 0,6 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 380°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,53 г йода / 100 г.

Пример 5.

Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 360°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 37,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,51 г йода / 100 г.

Результаты сведены в таблицу.

№ примера	Температура нагрева нефти, °C	Наименование и количество агента, % масс.	Температура нагрева агента, °C	Давление агента на входе в сепаратор, МПа	Выход низкокипящих компонентов нефти, % масс. на нефть	Йодное число низкокипящих компонентов нефти, г йода / 100 г
1	385	Водяной пар/3,0	400	3,0	38,2	3,80
2	385	МУГ/3,0	400	0,5	40,2	0,56
3	385	МУГ/0,5	400	0,5	38,8	0,62
4	360	МУГ/3,0	380	0,6	38,2	0,53
5	360	МУГ/0,5	400	0,5	37,2	0,51

Из таблицы следует, что использование в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти МУГ позволяет снизить степень деструкции компонентов нефти, которая характеризуется йодным числом низкокипящих компонентов нефти.

Предлагаемый способ может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности, в частности для перегонки нефти.

Способ перегонки нефти путем предварительного нагрева ее до заданной температуры с последующим разделением в адиабатическом сепараторе на паровую и жидкую фазы и подачей предварительно нагретого агента для снижения температуры перегонки в низ сепаратора, отличающийся тем, что в качестве агента используют нагретый до 380-400°С метансодержащий углеводородный газ, содержащий 90-95 мол.% метана в количестве 0,5-3,0 мас.% на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, затем ее конденсируют, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который нагревают до заданной температуры и возвращают в процесс.