Способ переработки нефти

(56) Берг Гское гидротатков. Л.: Ма(088,8)А Хабибули благоражив имия, 1986,США М. 44245/04, 1982,н С,Г, Каталание нефтянс. 160 - 162, 117,иче- остен 06 ии,в изо- цесм ее вую с получением . нных продук к переработке ием меркаптанользовано в нефы шлен ности, рощение техноГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(54) СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ(57) Изобретение относится к нефтехимчастности к переработке нефти. Цельбретения - упрощение технологии проса. Переработку нефти ведут путе.нагрева, испарения на жидкую и пар Изобретение относится нефти с высоким содержан вой серы и может быть испо теперерабатывающей промЦель изобретения - уп логии процесса,На чертеже изображена ва для реализации предлагСырье (нефть) нагрева линии 1 в печь 2, где нагр 350 С и подают на контакт (тарелки или насадка) в ис полняющий одновременно ного аппарата. Туда же под до 450 - 550 С в печи 4 по водородсодержащий газ та схема устроистаемого способа. ют, подают по евают до 300 - ные устройства паритель 3, выроль реакционают разогретый линиям 5, 6 и 7 к, чтобы обеспефазы, 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 раз. дельном 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 ректификаци целевых демеркаптаниз тов. 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 теплообменнике 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 дросселиру 1680760ют до 0,2 - 0,4 МПа клапаном 18 и в холодном сепараторе 19 низкого давления отд- ляют 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 - 12 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, направляют в сепаратор 34, полученный при этом ВСГ компримируют компрессором 35 и по линии 36 возвращают на блок 16 очистки,П р и м е р 1, Нефть с содержанием меркаптановой серы 0,042 мас.в количестве 375 т/ч нагревают до 350 С и в парожидкомсостоянии 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 конакта 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 В С Г составляет 55,2 т/ч). Получаемую газо- паровую. 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 фа 20 25 30 35 40 45 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) направляют с температурой 300 С в ректификационную колонну. Туда же направляют 106,2 т/ч дросселированной до 0,2 МПа жидкой фракции из испарителя с температурой 360 С,В результате разделения в ректификационной колонне получа 1 от 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,0 . Основные показатели работы установки по примеру 1 приведены в таблице,П р и м е р 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 дросселированнойдо 0,2 МПа жидкой фракции,из испарителяс температурой 353 С.В результате разделения в ректификационной колонне получают 125,4 т/чбензина, 63 т/ч керосина (содержание 5меркаптановой серы 0,0025 мас. ), 76,0 т/чдизельного топлива и 105 т/ч мазута. Вниз колонны подают 0,07 т/ч ВСГ. Глубинаудаления меркаптановой серы 92 мас.о ,общей серы 44 мас. О(иэ жидкой фазы 10сепарации), Основные показатели работы установки по примеру 2 приведены втаблице,П р и м е р 3, Нефть по примеру 1 вколичестве 375 т/ч нагревают в печи до 350 С 15и 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 до250 С и разделяют в горячем сепараторе с 20получением 16,5 т/ч жидкой фазы и паровойфазы, которую доохлаждают до 40 С и отделяют от ВСГ (55,2 т/ч) жидкую фазу всепараторе высокого давления в количестве251,5 т/ч, ВСГ после очистки в количестве 2555,2 т/ч комп римируют до 4,0 МПа и возвращают на нагрев в печь, Полученную жидкую фазу дросселируют до 0,3 МПа и всепараторе низкого давления от нее отделяют 5,6 т/ч углеводородного газа, Жидкую 30фазу из сепаратора низкого давления в количестве 245,9 т/ч нагревают до 320 С исмешивают с дросселированной жидкой фазой из горячего сепаратора, Полученнуюжидкую фазу сепарации (262,4 т/ч) направляют с температурой 305 С в ректификационную колонну. Туда же направляют107,0 т/ч дросселированной до 0,2 МПажидкой фракции из испарителя с температурой 366 С, В результате разделения 40в ректификационной колонне получают125,4 т/ч бензина, 66,0 т/ч керосина (содержание меркаптановой серы 0,0022 мас,о ),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,(из жидкой фазы сепарации). Основные показатели работы по примеру 3 приведены в таблице,Таким образом, предлагаемый способ позволяет упростить технологию процесса эа счет исключенияиспользования 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,о . 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, о т л и ч а ю щ и й с я 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 37 375,375,0 375,0 оемпература, С 3 нагрев нефти 50 нагрева водородсодержцего газа 380 50 3 б 3 в испарителе горячем сепараторесокого давления2 холодном сепараторесокого давления 4 0 в холодном сепаратнизкого давления 0 агрева отгона пер 05 ректификаци статка испарителя (жиой фазы) на выходе в ектификационную ко 328 онну водородсодержащегоаза на входв в низ ректификационной колонны 350 3 5 Давление, МПа: 4,1,0 испарителегорячем сепсокого давл оре 3 и 3хоодномвысокого паратореления паратореия в холодном с низкого давл,3 В верху рект оТ колонныКоличество, т/ч кацио 0,15 водородсодерв испарител ацего газ 55,2 5 55 ле; т 40,2 4 4 ефть а с вание на контакти паровой фаз 15,01680760 О О 07 0,07 0,07 280, 2 100,0 125,4 150,0 125,4 106, 2 125,4 60,0 65,0 63,0 9,0 74,0 76,0 73,0 105,0 105,0 105,0 105., О 16,2 1 Ь,О 16,5 давления 252,6 259,0 5,6 5,6 5,Ь О, 042 Следы 0,042 Следы 0,042 Следы О, 0025 0,0025 0,0022 0,003 0,003 О, 003 90 60 12 36 36 36 521000 508000 5 ООЭИ 515000 в низ ректификациоцной колонны газопаровои фракции изиспаритепя жидкой фракции из испарителябензинакеросинадизельного топливамазута жидкой фазы горячего сепаратора высокого давления жидкой фазы холодногосепаратора вьк окого жидкой фазы холодногосепаратора низкого давления углеводородного газа Содержание меркаптлноц .7мас. ; в нефтибензинев керосинев дизельном топливе Глубина удаления общейосеры из фр н.к. -350 С,мас,%: Межремонтный пробег ректификационной колонны, мес Затраты тепловой энергиина нагрев сырьевой смеси установки, МЛж/ч Па выходе из печи. О, 0420,02О, 0180,024 Продолжение таблицы 324,0 330,2 323," 107,0 125,4 66,0 247,0 253,4 245,91680760 Составитель Н.Королевдактор М,Петрова Техред М.Моргентал Корректор М,Максимишинец Производственно-издательс гарина, 101 инат "Патент", г. Ужгород акаэ 3285 Тираж 325 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035,Москва,Ж, Раушская наб 4(5