Способ стабилизации нефти

СОЮЗ СОВЕТСНИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИН 801595 78 С О С 7/ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ОПИСА Е СКОМУ С 8 ИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Уфимский нефтяной инстит(54) СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ(57) Изобретение относится к нефтехимии, в частности к стабилизациинефти. Цель изобретения - увеличение выхода стабильной нефти. Стабилизацию ведут сепарацией нефти, сме-шением газа сепарации с частью исходной нефти с последующим разделением полученной смеси. Смешение иразделение ведут при 10 - 30 С, 1 ил11 табл. тв,нов,Р78 воде 8, охлаждаются в холодильнике 9 и вводятся э емкость 1 0 разделеИзоб етение относитации нефти, наь использованнности.изобретения - побильной нефти за ся к способампромыслах ио в нефтяной стабилизможет бытпромьппле ния, В трубопроводе 8 и холодильни ьппение высчет абов из газаения абее полногоз при абхода ст сорбции целевых компонен и, повьппение дав и обеспечение бо ного состояния ф епарац орбцииав нове орбции. На чертеже привая схема реализаца применительно к на принципиальданного спосонцевой ступени сепарации.Основной поток нестабильной нефти из трубопровода 1 насосом 2 направляется в подогреватель 3 и дале в сепаратор 4, где разделяется на газ сепарации, отводимый по трубопроводу 5, и стабильную нефть, откачиваемую по трубопроводу 6. Газ сепарации и часть нестабильной нефти, поступающей от насоса 2 по трубопроводу 7, смешиваются в трубопро в с 9 осуществляется абсорбция целевых компонентов газа сепарации нефтью, которая выполняет функции абсорбента С низа емкости 1 0 разделения по трубопроводу 11 отводится нефть, насыщенная извлеченными иэ газа сепара" цни целевыми компонентами. С верха емкости 10 по трубопроводу 12 отводится осушенный газ. Откачка насыщен ной целевыми компонентами нефти иэ емкости 10 в трубопровод 1 основного потока нестабильной нефти осущестляется насосом 13. В качестве абсорбента по трубопроводу 14 возможна подача нефти из резервуара товарной нефти, а также стабильной нефти из трубопровода 6 или другой высокомолекулярной углеводородной жидкости. При применении способа на первой ступени сепарации в качестве абсорбента может служить также нефтьпоследующей ступени сепарации.При достаточном давлении и расходе абсорбента газ сепарации можноэжектировать. В этом случае отпадает необходимость в насосе 13 и повы 5шается степень абсорбции целевыхкомпонентов из газа сепарации.Нестабильную нефть концевой ступени сепарации разделяют на 31 компонент и условных фракций, Составгазовых компонентов нестабильнойнефти приведен в табл. 1, Расход нестабильной нефти принят равным150 т/ч. Температура нефти после на, грева в печи. 60 С, Давление в сепараторе равно 0,13 МПа, а в емкостиразделения - 0,11 МПа.П р и м е р 1 (по известномуспособу). Нестабильную нефть нагревают в печи и разделяют в сепараторепри 60 С на стабильную нефть и газсепарации, выводимые в качестве продуктов разделения. Основные режимныепараметры приведены в табл. 2, а качество продуктов стабилизации нефти - в табл. 3.П р и м е р 2 (по известному способу). Нестабильную нефть разделяютов сепараторе при 60 С, Газ сепарации охлаждают в холодильнике до 10,20 и 30 С (режимы 2,1, 22 и 2.3)и разделяют в емкости на осушенныйгаз и конденсат. Нефть, отбираемуюс низа сепаратора, смешивают с конденсатом и выводят в качестве стабильной нефти Режимные параметры35приведены в табл. 2, а качество продуктов стабилизации нефти - в табл. 3.П р и м е р 3, Основной потокнестабильной нефти в количестве40149,5 - 130 т/ч нагревают в печи иразделяют в сепараторе при 60 С,Часть нестабильной нефти в количестве 0,5 - 20 т/ч смешивают с газомсепарации, охлаждают в холодильникедо 50 - 10 С и направляют в емкостьо 45разделения. С верха емкости. разделения отводят осушенный газ, с низанефть, насыщенную целевыми компонентами, отводят на смешение с основнымпотоком нестабильной нефти перед его50нагревом в печи, Основные режимныепараметры и качество продуктов раздевления при различном расходе нефтина абсорбцию (0,5 - 20 т/ч) и приохлаждении смеси до 20 С приведеныо 55в табл, 4 и 5 соответственно (режимы3.1 " 3.8), а при расходе нефти наабсорбцию 3 т/ч и различной темпео, ратуре охлаждения смеси (50 - 10 С) в табл. 6 и 7 (режимы 3,9 - 3.1 3).П р и м е р 4, Основной поток нестабильной нефти в количестве 145 - 135,т/ч нагревают в печи и разо деляют в сепараторе при 60 С. Часть нестабильной нефти в количестве 5 15 т/ч направляют на эжектирование газа сепарации, охлаждают в холодильнике до 20 С и направляют в емкость разделения, В результате эжектирования давление в емкости разделения повышается до 0,5 МПа. С верха емкости разделения отводят осушенный газ, а с низа нефть, насыщенную целевыми компонентами, отводят на смешение с основным потоком нестабильной нефти перед его нагревом в печи, Основные режимные параметры и качество продуктов стабилизации приведены в. табл. 6 и 7 соответственно (режимы 4.1, 4.2, 4.3).П р и м е р 5, Основной поток нестабильной нефти в количестве 149,0 - 130,0 т/ч нагревают в печи и разделяют в сепараторе при 60 С. Часть нестабильной нефти в количестве 1,0 - 20 т/ч смешивают с газом сепарации охлаждают в конденсато 9о ре"холодильнике до 10 и 30 С и направляют в емкость разделения. С верха емкости разделения отводят осушенный газ, с низа-неФть, насыщенную целевыми компонентами, отводят на смешение с основным потоком нестабильной нефти, Основные режимные параметры и качество продуктов стабилизации нефти при различном расходе нефти на абсорбцию и при охлаждении смеси до 10 С приведены в табл. 8 и 9 (режимы 5,1 - 5,7), а при охлаждении до 30 С - в табл. 10 и 11 соответственно (режимы 5,8 - 5,14). Как следует из приведенных примеров, эффективность процесса стабилизации нефти значительно возрастает при смешении газа сепарации и части нестабильной нефти и дальнейшем охлаждении смеси в конденсаторе-хололодильнике, Так, выход стабильной нефти по данному способу (режимы 3.1 - 3.8 в табл. 4) больше на 0,11 - 0,30% (на 0,17 - 0,45 т/ч) по сравнению с сепарацией путем од" нократного испарения без охлаждения отсепарированного газа (пример 1 в табл. 2). При этом состав газа облег"1595878 6выход стабильной нефти увеличиваетсяна 0,28 и 0,20 т/ч,Таким образом, смешение и раз 5деле ние см ес и необходимо осущес твлятьпри температуре на 20 и более градусов ниже температуры сепарации нефти,чается. Содержание высококипящихкомпонентов в газе снижается, вчастности, с 19,71 (пример 1 втабл 3) до 6,82 мас.7 (режим 3,4 в табл, 5).По данному способу выход стабиль ной нефти выше на 0,147. (на 0,21 т/ч) по сравнению со способом, основанным только на охлаждении газа сепарации (режимы 3.12, 3.13 в табл, 6 и режимы 2.1 2.2 в табл. 2), При этом содержание высококипящих компонентов в газе уменьшается на 34 - 637(с 10,43 - 18,40 в режимах 2.1 - 2.3 в табл. 3 до 6,82 мас7 в режиме3,12 в табл. 7).С увеличением расхода нефти на абсорбцию увеличивается выход стабильной нефти (табл. 4). Однако при 20 этом также увеличивается содержание стабильной нефти компонентов С, - С наиболее существенно влияющих настабильность нефти (табл. 5). Кроме того, повьппенный расход нефти на аб сорбцию потребует установления конденсатора-холодильника повьппенной производительности и поверхности, что экономически нецелесообразно.Из данных табл. 5 следует, что расход 30 нефти на абсорбцию достаточно под- .держивать в пределах 2 - 3 мас 7. на исходную нестабильную нефть (режимы 3,4 и 3,5).35Степень охлаждения смеси существенно влияет на эффективность процесо са, Так, при охлаждении смеси на 10 С (с 60 - 50 С, режим 3,9) практически не удается достичь новьппения выхода 4 О стабильной нефти, В этом случае по сравнению с примером 1 выход стабильной нефти увеличивается всего на 0,04 т/ч. Эффективность предлагаемого способа наблюдается при глу" боком охлаждении - на 20 и более градусов ниже температуры сепарации нефти (режимы 3,10 " 3.13). В этих примерах охлаждение смеси до 40 - 10 СО позволяет увеличить выход стабильной нефти на,0,1 2 - 0,36 т/ч, Ввиду того, что по сравнению с монтажом специальных холодильных установок экономически целесообразно охлаждать смесь водой, в этом случае предпочтительным температурным интервалом работы конденсатора-холодильника является 20 - 30 С (режимы 3.12 - 3,11), В этом случае по сравнению с примером 1 С повышением давления абсорбцииэффективность извлечения целевыхкомпонентов из газа сепарации возрастает, однако при этом возрастаеттакже содержание в стабильной нефтинаиболее низкокипящих компонентовС, - С . С другой стороны, при возможности увеличения давления насьпценных паров стабильной нефти предпочтительно смешение и разделение вестипри большем давлении путем эжектирования газа сепарации частью нефти,В этом случае расход нефти на эжекцию должен быть достаточно большим.Так, в режимах 4.1 - 4.3 (табл. 6)расход этой нефти принят равным 5 -1 5 т/ч - до 1 0 мас.7. на нестабильнуюнефть. В последнем случае выход стабильной нефти увеличивается на 0,48и 0,417. (на 0,72 и 0,62 т/ч больше,.чем по примерам 1 и 2).Как и в каждом массообменном процессе, степень эффективности процесса абсорбции определяется также степенью достигнутого равновесия фаз.При проведении смешения в трубопроводе до холодильника-конденсатора иемкости разделения равновесие фазблизко к еоретическому.Предлагаемый способ стабилизациинефти можно применять как на концевой, так и на предыдущих ступенях сепарации, при этом в качестве абсорбента можно испольэовать часть нефтикак предыдущей, так и последующейступеней сепарации, а также нефтьс товарного парка или иную высокомолекулярную углеводородную жицкость,В большинстве случаев газ сепарации, особенно в районах Севера и Западной Сибири, сжигается на Факелах,поэтому возврат из газа сепарации внефть бензиновых фракций являетсяактуальной задачей, В промышленноразвитых районах газ сепарации откачивается на компрессориую станциюили на ГПЗ, но наличие в газе значительного количества высококипящихкомпонентов приводит к выпадениюконденсата в трубопроводе, аварийным1595878 парации с частью исходной нефти идальнейшее разделение полученной смеси, о т л и ч а ю щ и й с я тем,что, с целью увеличения выхода стабильной нефти, смешение и разделениесмеси осуществляют при 1 0 - 300 С. Та блица ССС СС С., С СКомпоненты13Ф, 5 , 5 6 Массовое содержание, 7. 1 О 96,04 0,1 0,12 0,62 0,25 0,97 0,9 Таблица 2 Пример 1(известный) Пример 2 (известный) Параметры 2,1 2,2 2.3 Расход, т/ч: Основной поток нестабильной нефти 150 150 150 150 Нефть на абсорбцию 1,08 1,08 1,08 1,08 Газ сепарацииГаз из емкости разделения 1,06 1,01 0,93 148,94 149,07 148, 99 148,92 Стабильная нефтьоТемпература абсорбции, С 20 10 30 лл Таблица 3 Пример 1. 19,71 19,71 19, 71 в газе из емкости разделения остановкам и отключению компрессоров. При продувании выпавшего конденсата он сжигается на факелах.Формула изобретенияСпособ стабилизации нефти, включа 5 ющий ее сепарацию, смешение газа се 44,44 22,68 13,17 19,71 44,44 22,68 13,17 44,44 22,68 13,17,81 1,83 1,83 1,82 96,57 96,60 96,58 96,59 Таблица 4 Реювы по прняеру 3 Паранетрв Э.и1.13.3: 1.а 3 3.5 з.б всход,Основной поток вестыбнльной нефти 149 юо 148 э 51,0 Г,51,О 7 1,О 7 49,47,0 14 35,05,0 140,01 О,О,5 Нефть на абсорбциоГаз сепарации 5 эо1,05 ео 01. 0,97 Газ иМ юпостн 0,87 0,85 149 е 13 149115 0,80149,20,7049,3 О,б разделения Стабильная нефть 49 ф 09 149,24 9,3 49,37 Температура абсорбции,20 20 20 а блица 5 Параметры ы по примеру 3.7 . 3,8 3. 3.53 43,944388 23,19 23,42 4430 44 а 22 44 а 14 22,75 22 з 82 22,88 13,24 13,27 13,29 19 ю 73 196919 э 69 2,9 3,98 3,53,40 в стабильной нефти ассовое содервание, Х в газе сепарации12Продолжение табл.5 1595878 Режимы по примеру 3 т0,57 0,56 О 54 0,55 0,53 0,53 0,53 1,09 1,1 0 1,13 1,14 1,14 1,08 1,08 1,08 188 1,87 1,87 1,87 1,86 1,85 1,85 1,83 С 5 96,41 96,49 96,45 96,43 9656 96,54 96,54 96,51 Т а блица 6 Режимы по примеру 3 Ре 33 имы по примеру 4 Параметры 3 3 9 3 10 3 11 3 12 3 13 4 1 3 42 4 3 Расход т/ч Основной поток нестабильной нефти 147,0 147,0 47,0 135,0 147,0 147,0 140,0 145,0 Нефть на абсорб"ЦИО 15,0 3,0 3,0 10,0 5,0 3,0 3,0 3,0 1,06 1,06 1,06 1,06 0,97 1,01 1,05 1,06 0,96 044 080149,20 0,36 0,38149,62 0,72 0,88 1,04 148 96 149 04 1491 2 149,64 149,28 . 149,56 Т 3 емпература абсорб 32 ии оС 20 20 20 20 10 30 40 50 табпи 33 а 7 по примеру 3 Параметры Ре кимы 3,321 3.3 Э4. 42 Э.303,3 4.3 Иассовое содерюание 23 в газе сепарации с,-с,4444 4434 4420 4403 4385 2268 22,7 5 22,87 23,ОЭ 23,29 3338 3322 33,27 33,33 3 Э,3439,70 19,69 39,ЬЬ 39,63 39,52 с в газе иэ емкостиразделения С-сз 58,76 63,38 82,85 8534 86,47 10,69 9,65 23,70 24,79 276 2,44 7,58 9 63 2,32 1,53 6,82 9,97 1,56 1,53 5,34 н стабильной нефти 0,54 0,53 0,64 1,20 0,60 054 0,53 0,53 ссе 3,09 3,08 3,08 1 9 3,13 3,8 Э 3,83 3,8696,53 3,853,87 9 Ь,48 3,90 3,90о 6,26 96,31 96,56 96,54 96,58 Газ сепарацииГаз из емкостиразделенияСтабильная нефть 46, 08 23,27 33, 30 37,55 49,73 24, 2032,45 1 3,62 53,92 24,8 11,30 44,25 2392 13,04 38,79 44,6 Э 44,87 23,87 23,82 1289 1282 186 1849 0,621,191,9096,2914595878Та блица 8 Режимы по примеру 5 Параметры 52 5.3 е5.4 5.5 5,6 5,7 5.1 Расход, т/ч 149,00 14850 147,00 145,00 140,00 135,00 30,00 Основной поток нестабильной нефти Нефть на абсорбциюГаз сепарации 500 10,00 1500 20,00 3,00 1,00 150 0,94 0,97 106 1,05 1,01 1,07 1,07 Газ из емкости раз- деления 0,53 0,60 0,56 0,67 0,72 0,77 0,80 149,33 149,40 49,44 149,47 149,20 149,23 14928 Стабильная нефть Температура абсорбции, С 10 10 10 1 О 10 10 Таблица 9 Режимы по примеру 5т5.1 1 Параметры 5,4 , 5,55,6 5.7 ассовое содержание, Й в газе сепарации43, 85 23, 29 43,79 43,82 23,47 23,69 13,34 13,31 13,24 19,25 19,43 19,52 в газе емкости разделения 6724 7109 73,06 Г - С 1 3 5908 60,85 2560 2515 22, 04 19,31 17705,71 5,34 9,83 9,00 549 5,00 4,34 4,08 3,89 3,90 3,9 в стабильной нефти 0,53 0,54 0,54 055 О 57 0,58 0,58 1,3 1,10 1,09 1,15 1,15 117 1,85 1,87 1,87 1,88 189 189 1,88 96,53 96,49 96,48 9644 96,40 96,38 96,36 Таблица 10 Параметры г 5,0 , 5. 1 5.2 5,13 5.14, 5.8 5.9 Расход, т/ч: Основной поток нестабильной нефти 14900 4850 4700 14500 4000 13500 30005,00000 1 5,00 20,00 Нефть на абсорбцию ,00 . ,50 3,00 44,04 22,98 13,32 19,66 43,98 23,07 13,33 19,62 643823707,58 4392 23,77 13,18 19,13 44,04 23,80 13,12 19, 04 74, 2816,655161 Ь 1595878 Продолжение табл,10 Режимы по примеру 5 5.105,1 1 5.1 2,05 1,01 1,06 1,07 1, 07 0,88 0,85 0,80 0,94 49, 20 1 49, 24 149, 26 49,12 30 30 30 30 Таблица 11 Режимы по примеру 5 Параметры 5,85.9 5,10 1 5.11 5. 5.14 44,11 44,33 , 44,28 44,02 22,9723,15 1 3,26 13,23 13,28 13, 27 19,66 1 9,64 1 9, 56 5,87 50,82 55,63 58, 09 24,4023,30 10, 54 9,58 24,80 24,90 12, 21 9,03 11, 02 9,97 0,53 0,54 0,55 0,55 1,1 О 1,11 1,12 0,53 0,53 1,08 1,09 1,86 1,86 1,8796,50 96,48 96,46,86 1,83 96,54 96,53 96, 56 96, 56 Газ сепарации Газ из емкости разделения Стабильная нефть Температура абсорбции, Массовое содержание) Й: в газе сепарациив газе емкости разделения ССв стабильной нефти 149,06С 30 22,74 13,22 9,71 12, 62 11 76 0,92149, 0830 22,77 13,24 19,7 1,08 1,83 44,20 22,87 13,27 53,92 24,81 11,30 0,53 1, 08 1,85 149,1530 0,97 0)9 0)76 0,74 44,01 44,02 23,26 23,34 19,47 19,41 59) 61 60,43 22,41 21,73 9,15 8,91 8,93 8)931595878 . Заказ 2888 Тираж 440 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытия113035, Москва, Ж, Раушская наб д. 4/5 и ГКНТ ССС бинат Патент", г ород, ул. Гагарина, 1 Производственно-издательскю Составитель Н. БогдановаРедактор М. Петрова Техред А.Кравчук Корректор А, Обручар