способ перегонки нефти

Формула изобретения

1. Способ перегонки нефти, включающий ввод сырья в первую ректификационную колонну и остатка первой колонны во вторую ректификационную колонну с подачей паров с верха колонн на газосепарацию с выделением газов и легких бензиновых фракций, подаваемых на орошение, вывод бензиновой и дизельной фракций через отпарные секции и мазута с низа второй колонны с использованием острого и циркуляционного орошений, отличающийся тем, что газы после газосепарации подвергают абсорбции с получением сухого и жирного газов, причем в качестве абсорбентов для получения упомянутых газов используют предварительно охлажденные соответственно верхнее и нижнее циркуляционные орошения второй колонны, которые после абсорбции возвращают в колонну, при этом легкие бензиновые фракции после газосепарации подают на орошение второй колонны.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбенты перед подачей в абсорберы охлаждают до температуры 30-50°С.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбцию для получения сухого газа проводят под давлением 8,4-8,46 ата.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбцию для получения жирного газа проводят под давлением 2,0-2,6 ата.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижнее циркуляционное орошение перед подачей во вторую колонну нагревают до температуры 90-110°С.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к способам перегонки нефти с высоким содержанием газов и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ перегонки нефти, включающий нагрев нефти в теплообменниках, а затем в печи и ввод в сложную ректификационную колонну, оборудованную боковыми отпарными секциями, с отбором с верха колонны бензиновой фракции, а в виде боковых погонов через отпарные секции керосиновой и дизельной фракций и в качестве остатка перегонки - мазута при подаче в низ колонны и отпарных секций испаряющего агента (И.Т.Багиров. Современные установки первичной переработки нефти. М: Химия, 1974, с.28).

Недостатком данного способа является сложность переработки нефтей, содержащих значительное количество газов и легких бензиновых фракций.

Для таких нефтей применяется двухколонная схема перегонки, принятая за прототип, по которой нефтяное сырье нагревают и подают в первую ректификационную колонну, где происходит отгонка газов и легкой бензиновой фракции (так называемая «отбензинивающая колонна»), остаток которой подают во вторую ректификационную колонну с получением в ней газов и целевых продуктов - бензина, дизельного топлива и мазута (И.А.Александров. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М: Химия, 1981, с.157, рис.III-6а).

Недостатком известного способа являются невозможность разделения газа на целевые фракции (сухой и жирный газы), низкое качество жидкофазных продуктов разделения и высокие энергетические затраты, связанные с вводом горячей струи в первую колонну. Кроме того, известный способ зачастую использует предварительную подготовку нефти, включающую стабилизацию для отделения содержащихся в ней газов.

Задачей настоящего изобретения является обеспечение возможности разделения газа на сухой и жирный, повышение качества жидкофазных продуктов разделения и снижение энергетических затрат.

Указанная задача решается способом перегонки нефти, включающим ввод сырья в первую ректификационную колонну и остатка первой колонны во вторую ректификационную колонну с подачей паров с верха колонн на газосепарацию с выделением газов и легких бензиновых фракций, вывод бензиновой и дизельной фракций через отпарные секции и мазута с низа второй колонны с использованием острого и циркуляционного орошения, в котором согласно изобретению газы после газосепарации подвергают абсорбции с получением сухого и жирного газов, причем в качестве абсорбентов для получения упомянутых газов используют предварительно охлажденные соответственно верхнее и нижнее циркуляционные орошения второй колонны, которые после абсорбции возвращают в колонну, при этом легкие бензиновые фракции после газосепарации подают на острое орошение второй колонны.

Абсорбенты перед подачей в абсорберы целесообразно охладить до температуры 30-50°С.

Абсорбцию целесообразно проводить под давлением 8,4-8,46 ата для получения сухого газа и 2,0-2,06 ата для получения жирного газа.

Целесообразно нижнее циркуляционное орошение перед подачей во вторую колонну нагреть до температуры 90-110°С.

За счет абсорбции требуемых компонентов газа специальными абсорбентами (верхним и нижним циркуляционными орошениями второй колонны после дополнительного их охлаждения) появилась возможность разделения газа на сухой и жирный и повышения качества жидкофазных продуктов разделения, а также снижения энергетических затрат за счет исключения подачи горячей струи в первую колонну.

На чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефть плотностью 790 кг/м ³, содержащую 9,4% газов (до С₄), нагревают в теплообменнике 1 и по линии 2 вводят в первую колонну 3. Пары с верха колонны 3 частично конденсируют и охлаждают в конденсаторе-холодильнике 4 и по линии 5 подают в газосепаратор 6. Остаток колонны 3 нагревают в печи 7 и по линии 8 вводят во вторую колонну 9. Пары с верха колонны 9 частично конденсируют и охлаждают в конденсаторе-холодильнике 10, а затем по линии 11 подают в газосепаратор 12. Верхний боковой погон колонны 9 по линии 13 подают на верх верхней отпарной секции 14. С низа отпарной секции 14 по линии 15 выводят бензиновую фракцию. Нижний боковой погон колонны 9 по линии 16 подают на верх нижней отпарной секции 17. С низа отпарной секции 17 по линии 18 выводят дизельные фракции. Пары с верха отпарных секций 14 и 17 соответственно по линиям 19 и 20 возвращают в колонну 9. Из колонны 9 выводят верхнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменнике 21 и холодильнике 22 и по линии 23 подают на верх абсорбера 24 в качестве абсорбента. Остаток с низа абсорбера 24 (насыщенный абсорбент) по линии 25 возвращают в колонну 9. Из колонны 9 выводят нижнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменниках 26, 27 и холодильнике 28 и по линии 29 подают в качестве абсорбента на верх абсорбера 30. Остаток с низа абсорбера 30 (насыщенный абсорбент) нагревают в теплообменнике 27 и по линии 31 возвращают в колонну 9. С низа колонны 9 по линии 32 выводят мазут. В низ колонны 9 и отпарных секций 14 и 17 соответственно по линиям 33, 34, 35 подают нагретые потоки водяного пара. С верха газосепараторов 6 и 12 соответственно по линиям 36 и 37 выводят газы и подают соответственно в низ абсорберов 24 и 30. С верха абсорберов 24 и 30 соответственно по линиям 38 и 39 выводят сухой и жирный газы. Легкие бензиновые фракции с низа газосепараторов 6 и 12 соответственно по линиям 40 и 41 подают в качестве острого орошения колонны 9.

Сравнительные показатели работы схем перегонки нефти приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1
Основные показатели работы колонн
Показатели	Прототип	Предлагаемый способ
1	2	3
Расход, т/час
сырья	60,00	60,00
газа, в т.ч.	5,77	6,10
- сухого газа	-	2,60
- жирного газа	-	3,50
бензиновых фракций	8,90	8,61
дизельных фракций	17,12	17,20
мазута	28,21	28,09
паров с верха первой колонны	7,72	5,33
газа с верха газосепаратора первой колонны	5,77	4,43
легкой бензиновой фракции	0,31	-
бензина с низа газосепаратора первой колонны	1,94	0,89
в том числе острого орошения первой колонны	1,63	-
в том числе острого орошения второй колонны	-	0,89
горячей струи в низ первой колонны	60,00	-
остатка первой колонны	53,91	54,66
паров с верха второй колонны	18,79	34,64
газа с верха газосепаратора второй колонны	-	9,58
легкой бензиновой фракции	4,29	-
с низа газосепаратора второй колонны	17,54	23,80
в том числе острого орошения второй колонны	13,25	23,80
бокового погона на верх верхней отпарной секции	5,65	10,10
паров с верха верхней отпарной секции	1,57	1,71
бокового погона на верх нижней отпарной секции	22,46	21,78
паров с верха нижней отпарной секции	5,86	5,10
верхнего циркуляционного орошения, выводимого из колонны	20,94	20,94
верхнего циркуляционного орошения, вводимого
на верх абсорбера (абсорбент)	-	20,94
верхнего циркуляционного орошения, выводимого с низа абсорбера и вводимого в колонну (остаток, насыщенный абсорбент)	-	22,77
сухого газа, выводимого с верха абсорбера	-	2,60
нижнего циркуляционного орошения, выводимого из колонны	31,41	31,41

Продолжение таблицы 1
1	2	3
нижнего циркуляционного орошения, вводимого на верх абсорбера (абсорбент)	-	31,41
нижнего циркуляционного орошения, выводимого с низа абсорбера и вводимого в колонну (остаток, насыщенный абсорбент)	-	37,49
жирного газа, выводимого с верха абсорбера	-	3,50
водяного пара, вводимого в низ второй колонны	0,52	0,52
водяного пара верхней отпарной секции	0,21	0,21
водяного пара нижней отпарной секции	0,52	0,52
Температура, °С
в газосепараторах и вводах орошения на верх колонн и абсорберов	40	40
ввода сырья в первую колонну	100	100
верха первой колонны	68	100
низа первой колонны	265	100
ввода горячей струи	370	-
ввода сырья во вторую колонну	350	350
верха второй колонны	85	52
вывода верхнего бокового погона	120	83
вывода верхнего циркуляционного орошения	127	101
охлаждения верхнего циркуляционного орошения в теплообменниках	70	40
охлаждения верхнего циркуляционного орошения в холодильниках	40	-
ввода верхнего циркуляционного орошения в колонну	40	49
вывода нижнего бокового погона	200	195
вывода нижнего циркуляционного орошения	242	241
охлаждение нижнего циркуляционного орошения в теплообменниках	140	140
охлаждения нижнего циркуляционного орошения в холодильниках	100	40
ввода нижнего циркуляционного орошения в колонну	100	100
низа второй колонны	341	342
ввода водяного пара	350	350
верха верхней отпарной секции	111	78
низа верхней отпарной секции	92	66
верха нижней отпарной секции	193	189
низа нижней отпарной секции	174	173
верха абсорбера сухого газа	-	42
низа абсорбера сухого газа	-	49
верха абсорбера жирного газа	-	51
низа абсорбера жирного газа	-	65

Продолжение таблицы 1
1	2	3
Давление, ата
в газосепараторе первой колонны	9,05	9,05
верха первой колонны	9,25	9,25
низа первой колонны	9,40	9,40
в газосепараторе второй колонны	2,25	2,25
верха второй колонны	2,46	2,46
низа второй колонны	2,69	2,69
верха верхней отпарной секции	2,73	2,73
низа верхней отпарной секции	2,80	2,80
верха нижней отпарной секции	2,80	2,80
низа нижней отпарной секции	2,86	2,86
верха абсорбера сухого газа	-	8,40
низа абсорбера сухого газа	-	8,46
верха абсорбера жирного газа	-	2,00
низа абсорбера жирного газа	-	2,06
Тепло, Гкал/час
вводимое с сырьем в первую колонну	3,282	3,282
отводимое в конденсаторе-холодильнике первой колонны	0,247	0,226
подводимое в печи, в т.ч.	10,100	10,100
- для нагрева горячей струи	5,422	-
- для нагрева сырья второй колонны	4,678	10,100
отводимое в конденсаторе-холодильнике второй колонны	2,855	3,120
отводимое в теплообменнике верхнего циркуляционного орошения	0,640	0,668
отводимое в холодильнике верхнего циркуляционного орошения	0,310	-
отводимое в теплообменнике нижнего циркуляционного орошения	1,951	1,950
отводимое в холодильнике верхнего циркуляционного орошения	0,677	0,828
вводимое с водяным паром, в т.ч.	1,289	1,289
- в низ второй колонны	0,537	0,537
- в низ верхней отпарной секции	0,215	0,215
- в низ нижней отпарной секции	0,537	0,537
подводимое в теплообменнике для нагрева нижнего циркуляционного орошения		0,746
Диаметр, м
первой колонны	0,8	0,6
второй колонны	2,0	2,0
верхней отпарной секции	0,6	0,6
нижней отпарной секции	0,8	0,8

Продолжение таблицы 1
1	2	3
абсорбера сухого газа	-	0,6
абсорбера жирного газа	-	1,0
Число теоретических тарелок, в т.ч.	47	47
- в укрепляющей секции первой колонны	9	-
- в отгонной секции первой колонны	5	-
- в укрепляющей секции второй колонны	17	17
- в отгонной секции второй колонны	2	2
- в верхней отпарной секции	7	7
- в нижней отпарной секции	7	7
- в абсорбере сухого газа	-	7
- в абсорбере жирного газа	-	7
Содержание, мас.%
углеводородов, выкипающих до С 5 в бензине	5,77	0,35
фракции 160°С - КК в бензине	0,93	0,90
фракции НК-160°С в дизельном топливе	7,53	7,38
фракции 360°С - КК в дизельном топливе	3,42	3,09
фракции НК-360°С в мазуте	14,05	13,51

Как видно из таблицы 1, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет снизить энергетические затраты за счет исключения циркуляции 60 т/час горячей струи и снижения температуры низа первой колонны с 265 до 100°С, что значительно сокращает расход топлива, уменьшает объем дымовых газов и потери тепла с дымовыми газами. Предлагаемый способ также позволяет разделить газ на сухой и жирный. При этом вместо 5,77 т/час газа с большим содержанием компонентов С₃-С₄ и бензиновых фракций удается получить 2,60 т/час сухого газа и 3,50 т/час жирного газа. При этом повышается качество продуктов разделения. Содержание в бензине углеводородов, выкипающих до С₅, снижается с 5,77 до 0,35 мас.%, т.е. в 16,5 раза. Содержание в дизельном топливе фракции 360°С - КК снижается с 3,42 до 3,09 мас.%, а в мазуте фракции НК-360°С с 14,05 до 13,51 мас.%.

Таблица 2
Составы газов, мас.%
Компоненты	Прототип	Предлагаемый способ
		Сухой газ (поток 38)	Жирный газ (поток 39)
Азот и углекислый газ	1,24	2,18	0,44
Метан	29,71	59,15	5,81
Этан	14,68	22,28	10,01
Пропан	22,80	6,37	34,00
Сумма бутанов	20,29	2,46	44,10
Углеводороды С5-С6	9,50	6,65	3,97
Прочие углеводороды	1,78	1,91	1,67

Данные таблицы 2 показывают, что предлагаемый способ позволяет получить:

а) концентрат инертных газов метана и этана, содержащий 83,6% этих газов, который может быть использован в качестве топливного газа;

б) концентрат углеводородных газов С₂-С₄, содержащий 88,1% этих газов, который утилизируется как ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), а также в качестве компонента газового топлива на специализированных заправках.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет получить из нефти с высоким (до 9,4 мас.%) содержанием газа сухой и жирный газы, а также бензиновую и дизельную фракции с высоким качеством разделения.

Кроме того, предлагаемый способ позволяет отказаться от стадии стабилизации в процессе подготовки нефти и снизить энергетические затраты.