способ подготовки высоковязкой нефти и попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту

Формула изобретения

1. Способ подготовки высоковязкой нефти и попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту, включающий нагрев нефти в рекуперационном теплообменнике, введение в нефть в качестве разбавителя продукта термолиза фракции нефти 340-540°C, смешанной с фракциями н.к. -340°C и >540°C, полученными при фракционировании нефти, охлаждение и стабилизацию смеси с выделением газа стабилизации и подготовленной нефти, отличающийся тем, что термолиз осуществляют с получением паров и жидкого остатка, который используют в качестве технологического топлива для собственных нужд, фракционирование нефти осуществляют в смеси с парами термолиза, при фракционировании дополнительно выделяют газ фракционирования, который смешивают с газом стабилизации, с попутным нефтяным газом и подвергают каталитической дегидроциклодимеризации, продукт которой смешивают с фракцией н.к. -340°C и подвергают каталитическому гидрированию, с получением газа и жидкого продукта, который смешивают с фракцией >540°C, охлаждают в рекуперационном теплообменнике и направляют на стабилизацию, а газ очищают от кислых компонентов и осушают с получением сухого отбензиненного газа и кислого газа, выводимых с установки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на дегидроциклодимеризацию совместно с попутным нефтяным газом, газом фракционирования и газом стабилизации дополнительно подают любую углеводородную смесь, содержащую, преимущественно, углеводороды C₃-C₄.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к транспорту нефти и газа и может быть использовано для подготовки к трубопроводному транспорту высоковязких и парафинистых нефтей путем снижения вязкости нефти и одновременной переработки попутного нефтяного газа с получением товарного сухого отбензиненного газа и компонента нефти.

Известен способ подготовки высоковязких и парафинистых нефтей к трубопроводному транспорту, заключающийся в том, что при транспорте нефти в перекачиваемую нефть вводят углеводородные разбавители [Губин Е.В., Губин В.В. «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». - Недра, 1982, с.157].

Недостатком этого способа является использование дорогостоящих и дефицитных разбавителей. Способ не предусматривает одновременную переработку попутного нефтяного газа.

Известен способ подготовки к трубопроводному транспорту высоковязких и парафинистых нефтей, заключающийся в том, что в высоковязкую и парафинистую нефть вводят углеводородные разбавители, в качестве которых используют, в частности, жидкий продукт переработки каталитической дегидроциклодимеризации попутного нефтяного газа (смесь легких ароматических углеводородов), вводимый в количестве 1-20% об.

Недостатком способа является невысокая эффективность при использовании в реальных промысловых условиях. Во-первых, из-за невозможности получения достаточного количества углеводородного разбавителя вследствие, как правило, ограниченного ресурса попутного нефтяного газа (5-15% масс. на нефть) и незначительного выхода жидкого продукта его переработки (20-35% масс.), в результате чего потенциально достигаемое количество разбавителя составляет лишь 1-5% масс. и, соответственно, вязкость и температура застывания нефти снижается незначительно. Во-вторых, известный способ уменьшает содержание твердых парафинов в нефти, обуславливающих ее высокую вязкость и температуру застывания, только вследствие разбавления жидким продуктом, и, поэтому, не может быть использован для снижения вязкости парафинистых нефтей, поскольку подготовленная нефть согласно ГОСТ Р 51858-2002 должна содержать не более 6% масс. парафинов.

Наиболее близким к заявляемому является способ подготовки к трубопроводному транспорту высоковязких и парафинистых нефтей [Патент РФ № 2470213, опубл. 20.12.2012 г., МПК F17D 1/16], включающий введение в нефть в качестве разбавителя продукта термолиза фракции нефти 340-540°С, смешанного с фракциями н.к. -340°С и >540°С, полученными при фракционировании нефти, охлаждение и стабилизацию смеси с выделением газа стабилизации и подготовленной нефти.

Недостатком способа является низкое качество из-за наличия олефинов в углеводородном разбавителе, получаемом путем термолиза, а также потери нефти вследствие образования газа термолиза, удаляемого в составе газа стабилизации, и недостаточно высокий выход подготовленной нефти. Кроме того, известный способ подготовки нефти не предусматривает одновременную переработку попутного нефтяного газа.

Задача изобретения - повышение выхода и качества подготовленной нефти, переработка попутного нефтяного газа в процессе подготовки нефти.

Технический результат, который может быть достигнут при осуществлении предлагаемого способа:

- повышение выхода подготовленной нефти за счет переработки смеси углеводородных газов и, возможно, других легких фракций, путем каталитической дегидроциклодимеризации с получением дополнительного количества компонента нефти,

- утилизация попутного нефтяного газа путем его каталитической дегидроциклодимеризации.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем нагрев нефти в рекуперационном теплообменнике, введение в нефть в качестве разбавителя продукта термолиза фракции нефти 340-540°C, смешанной с фракциями н.к. -340°C и >540°C, полученными при фракционировании нефти, охлаждение и стабилизацию смеси с выделением газа стабилизации и подготовленной нефти, особенностью является то, что термолиз осуществляют с получением паров и жидкого остатка, который используют в качестве технологического топлива для собственных нужд, фракционирование нефти осуществляют в смеси с парами термолиза, при фракционировании дополнительно выделяют газ фракционирования, который смешивают с газом стабилизации, с попутным нефтяным газом и подвергают каталитической дегидроциклодимеризации, продукт которой смешивают с фракцией н.к. -340°C и подвергают каталитическому гидрированию, с получением газа и жидкого продукта, который смешивают с фракцией >540°C, охлаждают в рекуперационном теплообменнике и направляют на стабилизацию, а газ очищают от кислых компонентов и осушают с получением сухого отбензиненного газа и кислого газа, выводимых с установки.

На дегидроциклодимеризацию совместно с попутным нефтяным газом, газом фракционирования и газом стабилизации может быть дополнительно направлена любая углеводородная смесь, содержащая, преимущественно, углеводороды С₃-С₄, например, конденсат установки комплексной подготовки газа, газ деэтанизации конденсата и т.п., что позволяет утилизировать в промысловых условиях указанные побочные продукты с получением дополнительного количества товарных продуктов.

Каталитическая дегидроциклодимеризация смеси газа стабилизации, газа фракционирования, попутного нефтяного газа, и/или иной углеводородной смеси, содержащей, преимущественно, углеводороды С₃-С₄, позволяет утилизировать полученную смесь с получением продукта, содержащего неконденсируемые газы, в том числе водород, и дополнительное количество компонента нефти (углеводородов С₅₊), за счет чего увеличить выход подготовленной нефти.

Каталитическое гидрирование смеси продукта каталитической дегидроциклодимеризации с фракцией н.к. -340°C позволяет превратить ненасыщенные углеводороды, содержащиеся в продукте термолиза, в насыщенные, путем каталитического гидрирования водородом, содержащимся в продукте каталитической дегидроциклодимеризации, за счет чего повысить качество подготовленной нефти.

Очистка газа каталитического гидрирования от кислых компонентов и его осушка позволяет получить товарный сухой отбензиненный газ и кислый газ, который может быть утилизирован известным способом.

Способ осуществляют следующим образом. Сырьевую нефть (I), предварительно нагретую в рекуперационном теплообменнике 1, фракционируют в смеси с парами термолиза (II) на блоке фракционирования 2 с получением газа (III), фракции 340-540°C (IV), фракций н.к. -340°C (V) и >540°C (VI). Газ фракционирования (III) смешивают с газом стабилизации (VII), с попутным нефтяным газом и, при необходимости, с иной углеводородной смесью, содержащей, преимущественно, углеводороды С₃-C₄ (VIII) - показано пунктиром, затем на блоке 3 подвергают каталитической дегидроциклодимеризации с получением водородсодержащего продукта (IX). Фракцию 340-540°C (IV) на блоке 4 подвергают термолизу с получением паров (II) и остатка термолиза (X), используемого в качестве технологического топлива. Фракцию н.к. -340°C (V) смешивают с продуктом каталитической дегидроциклодимеризации (IX) и на блоке 5 подвергают каталитическому гидрированию с получением жидкого продукта (XI) и газа (XII), который очищают от кислых газов и осушают на блоке 6 с получением товарного сухого отбензиненного газа (XIII) и кислого газа (XI), перерабатываемого известным способом. Жидкий продукт каталитического гидрирования (XI) смешивают с фракцией >540°C (VI), охлаждают в рекуперационном теплообменнике 1 и стабилизируют на блоке 7 с получением газа стабилизации (VII) и подготовленной нефти (XV) с пониженной вязкостью и температурой застывания.

Работоспособность заявляемого способа иллюстрируется следующим примером. Пример. Нефть с плотностью при 20°C 840 кг/м ³, температурой застывания +27°C и содержанием твердых парафинов 20,2%, содержанием серы 0,08% (всего 100%, здесь и далее % масс.) нагревают продуктами подготовки до 250°C и фракционируют в смеси с 62% паров термолиза с получением 3,5% газа, 65% масс. фракции 340-540°C, 71,5% фракции н.к. -340°C и 22% фракции >540°C.

Фракцию 340-540°C подвергают термолизу с получением 62% паров и 3% остатка термолиза, который используют в качестве топлива для собственных нужд. Газ фракционирования смешивают с 1,4% газа стабилизации и 7,6% компрессата, полученного при компримировании попутного нефтяного газа, и подвергают каталитической дегидроциклодимеризации, продукт которой, содержащий 0,3% водорода, смешивают с фракцией н.к. -340°C и подвергают каталитическому гидрированию с получением 5,3% газа и 78,7% жидкого продукта.

Газ очищают от сероводорода, осушают и получают 0,02% кислого газа и 4,98% сухого отбензиненного товарного газа. Жидкий продукт смешивают с фракцией >540°C, охлаждают и стабилизируют, с получением 1,4% масс. газа стабилизации и 100,7% масс. подготовленной нефти с вязкостью 14,5 сСт, температурой застывания минус 3°C, с содержанием твердых парафинов 2,4% и содержанием олефинов менее 0,5%.

Из примера следует, что предложенный способ позволяет повысить выход и качество подготовленной нефти, утилизировать попутный нефтяной газ в процессе подготовки нефти и может быть использован в нефтегазовой промышленности.