RU2261263C2 - Process of treating hydrocarbon feedstock for further processing - Google Patents
Process of treating hydrocarbon feedstock for further processing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2261263C2 RU2261263C2 RU2003130041/04A RU2003130041A RU2261263C2 RU 2261263 C2 RU2261263 C2 RU 2261263C2 RU 2003130041/04 A RU2003130041/04 A RU 2003130041/04A RU 2003130041 A RU2003130041 A RU 2003130041A RU 2261263 C2 RU2261263 C2 RU 2261263C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- fractions
- products
- desalination
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а конкретно к области подготовки тяжелой высоковязкой нефти, жидких углеводородных остатков нефтеперерабатывающих производств и других органических сред для их дальнейшей углубленной переработки, и может быть использовано в производстве углеводородного топлива.The invention relates to the oil refining industry, and specifically to the field of preparation of heavy highly viscous oil, liquid hydrocarbon residues from oil refineries and other organic media for their further advanced processing, and can be used in the production of hydrocarbon fuel.
Снижение запасов нефти традиционных месторождений повышает интерес к добыче и, соответственно, к переработке тяжелой нефти (Ратов А.Н., Немировская Г.Б. и др. Проблемы освоения нефтей Ульяновской области. "Химия и технология топлив и масел", №4, 1995 г.). Под тяжелой нефтью понимают нефть плотностью более 900 кг/м3, как правило, с небольшим содержанием светлых фракций и высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и других нежелательных примесей. Эти особенности состава тяжелой нефти вызывают серьезные трудности как при добыче и транспортировании: высокие значения вязкости и температуры застывания, так и при ее переработке: значительное содержание различных примесей, смол. Транспортирование существенно осложняется из-за повышенного содержания смолисто-асфальтеновых веществ и парафина. Отложения на рабочих поверхностях оборудования является причиной выхода его из строя. А соединения серы и металлов, особенно ванадия, а также хлористых солей, содержащиеся обычно в такой нефти, оказывают повышенное коррозионное воздействие на оборудование НПЗ.The decrease in oil reserves of traditional fields increases interest in the production and, consequently, in the processing of heavy oil (Ratov AN, Nemirovskaya GB and others. Problems of oil development in the Ulyanovsk region. "Chemistry and technology of fuels and oils", No. 4, 1995). Heavy oil is understood to mean oil with a density of more than 900 kg / m 3 , as a rule, with a low content of light fractions and a high content of tar-asphaltene substances and other undesirable impurities. These features of the composition of heavy oil cause serious difficulties both in production and transportation: high viscosity and pour points, and during its processing: a significant content of various impurities, resins. Transportation is significantly complicated due to the high content of tar-asphaltene substances and paraffin. Deposits on the working surfaces of equipment are the cause of its failure. And sulfur and metal compounds, especially vanadium, as well as chloride salts, which are usually found in such oil, have an increased corrosive effect on the equipment of oil refineries.
В настоящее время тяжелые нефти перерабатываются в смеси с обычной легкой нефтью. Тем не менее, даже в таком варианте в процессе переработки наносится большой ущерб оборудованию НПЗ и окружающей среде. Можно ожидать, что со временем проблема переработки тяжелой нефти будет обостряться: с одной стороны возрастает потребность в переработке такой нефти, так как запасы легкой нефти истощаются, а запасы тяжелой нефти достаточно велики во всем мире, с другой стороны ужесточаются требования к составу продуктов переработки нефти по содержанию серы и металлов.Currently, heavy oils are processed in a mixture with conventional light oil. Nevertheless, even in this case, the refining process causes great damage to the equipment of the refinery and the environment. It can be expected that over time the problem of refining heavy oil will become more acute: on the one hand, the demand for refining of such oil increases, as the reserves of light oil are depleted, and the reserves of heavy oil are quite large all over the world, on the other hand, the composition of oil products on the content of sulfur and metals.
Таким образом, подготовка тяжелой нефти к переработке - процесс, определяющий рентабельность всего нефтеперерабатывающего производства. Установки подготовки и первичной переработки нефти - головные на нефтеперерабатывающих предприятиях и эффективность их работы во многом определяет технико-экономические показатели завода в целом.Thus, the preparation of heavy oil for refining is a process that determines the profitability of the entire oil refining industry. The facilities for the preparation and primary processing of oil are the leading ones at oil refineries and the efficiency of their work largely determines the technical and economic indicators of the plant as a whole.
Известны и широко применяются в промышленности такие способы подготовки исходного сырья, как обезвоживание и обессоливание нефти.Known and widely used in industry are such methods of preparing the feedstock as dehydration and desalting of oil.
Одно из важнейших мероприятий по уменьшению коррозии и увеличению срока службы оборудования - обессоливание нефти. Нефть, поступающая на переработку на установки нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), проходит подготовку на промыслах, где ее освобождают от попутного газа, части легких углеводородов, значительного количества пластовой воды и механических примесей. Содержание солей в товарной нефти в настоящее время, как правило, не превышает 300 мг/л (по ГОСТ 9965 - 76 допускается до 1800 мг/л), воды до 1%. В процессе обессоливания из нефти в сточные воды переходят соли, некоторая часть соединений кислотного характера (жирные и нафтеновые кислоты, кислые смолы), а также соединения ванадия (на 50-70%), мышьяка и никеля, которые частично концентрируются на поверхности глобул воды (Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывющих заводах: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1973. - 56 с. Указанные вещества входят в состав пленки и являются эмульгаторами, препятствующими слиянию капель воды. Тяжелые металлы, находящиеся в нефти, даже в небольших количествах являются ядом для катализаторов термокаталитических процессов, сокращают время их эксплуатации. Соединения ванадия, входящие в состав зольных отложений на печных змеевиках, приводят к образованию легкоплавких соединений - эвтектик - и ускоренной коррозии металла труб в расплаве. Кислотные соединения, такие, как нафтеновые кислоты, оказывают каталитическое действие на степень разложения хлорорганических соединений нефти с образованием хлороводорода в технологических средах атмосферно-вакуумных установок переработки нефти (АВТ). Поэтому обессоливание нефти и газового конденсата необходимо даже при малом содержании солей. Хорошо обезвоженная и обессоленная нефть при температуре ниже 260°С практически не оказывает действия на металл. Скорость коррозии углеродистой стали не превышает 0,05 мм/год.One of the most important measures to reduce corrosion and increase the service life of equipment is oil desalination. The oil supplied for refining at the facilities of oil refineries (refineries) is trained in the fields where it is freed from associated gas, part of light hydrocarbons, a significant amount of produced water and mechanical impurities. The salt content in marketable oil at present, as a rule, does not exceed 300 mg / l (according to GOST 9965 - 76, up to 1800 mg / l is allowed), water up to 1%. In the process of desalination, salts, some of the compounds of an acidic nature (fatty and naphthenic acids, acidic resins), as well as compounds of vanadium (50-70%), arsenic and nickel, which are partially concentrated on the surface of water globules, pass from oil to wastewater ( Levchenko D.N., Bergshtein N.V., Pinkovsky Y.I. Desalting of oil at oil refineries: Overview - Moscow: TSNIITENeftekhim, 1973. - 56 pp. These substances are part of the film and are emulsifiers that prevent fusion drops of water. Heavy metals, n Those contained in oil, even in small quantities, are poisonous for catalysts of thermocatalytic processes, reduce their operating time.Vanadium compounds, which are part of the ash deposits on furnace coils, lead to the formation of fusible compounds - eutectics - and accelerated corrosion of pipe metal in the melt. , such as naphthenic acids, have a catalytic effect on the degree of decomposition of organochlorine compounds of oil with the formation of hydrogen chloride in process atmospheres akuumnyh refining plants (AVT). Therefore, the desalination of oil and gas condensate is necessary even with a low salt content. Well-dehydrated and desalted oil at temperatures below 260 ° C has virtually no effect on the metal. The corrosion rate of carbon steel does not exceed 0.05 mm / year.
Одновременное присутствие в водной фазе сероводорода и хлороводорода (или хлоридов) приводит к усиленной коррозии оборудования - до 8 мм/год, в то время как в насыщенной сероводородом воде коррозия стали не превышает 0,5 мм/год. Уменьшить образование сероводорода с помощью химико-технологических методов не представляется возможным. Поэтому удаление из нефти большого количества хлорсодержащих соединений (минеральных и органических) способствует снижению низкотемпературной электрохимической коррозии оборудования на установках нефтеперерабатывающих заводов.The simultaneous presence of hydrogen sulfide and hydrogen chloride (or chlorides) in the aqueous phase leads to increased corrosion of the equipment - up to 8 mm / year, while in steel saturated with hydrogen sulfide water the corrosion does not exceed 0.5 mm / year. It is not possible to reduce the formation of hydrogen sulfide using chemical-technological methods. Therefore, the removal of a large amount of chlorine-containing compounds (mineral and organic) from oil helps to reduce the low-temperature electrochemical corrosion of equipment at refineries.
Значительная часть коррозионных примесей нефти находится в каплях пластовой воды, поэтому сущность процесса обессоливания состоит в наиболее полном удалении из нефти этих капель - обезвоживании. Процесс обессоливания связан со значительными сложностями, так как после промысловой подготовки нефти в ней остаются очень мелкие капли воды. При транспортировке и хранении нефти образуется устойчивая водонефтяная эмульсия.A significant part of the corrosive impurities of oil is in drops of produced water, therefore, the essence of the process of desalination consists in the most complete removal of these drops from oil - dehydration. The process of desalination is associated with significant difficulties, since after field treatment of oil, very small drops of water remain in it. During transportation and storage of oil, a stable oil-water emulsion is formed.
Наиболее простым способом обессоливания нефти является широко используемый в настоящее время во всем мире отстой капель воды, имеющих большую плотность, чем нефть, и поэтому оседающих в нижнюю часть отстойного аппарата под действием силы тяжести. Скорость осаждения этих капель, пропорциональная согласно закону Стокса квадрату ее диаметра и разности плотностей нефти и воды и обратно пропорциональная вязкости нефти, очень мала и для самых мелких капель соизмерима со скоростями броуновского движения и естественной конвекции. При столкновении таких капель воды их коалесценции не происходит, так как этому препятствует прочная гидрофобная пленка. По мнению многих исследователей, в состав пленки входят микрокристаллы парафина, асфальтены, смолистые вещества, органические кислоты, а также металло-порфириновые комплексы ванадия, никеля, железа, магния (Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывющих заводах: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1973. - 56 с. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывющих предприятиях. - М.: Химия, 1985, - с.6).The easiest way to desalinate oil is the currently widely used sludge of water droplets, which have a higher density than oil, and therefore settle into the lower part of the settling apparatus under the action of gravity. The deposition rate of these drops, which is proportional, according to Stokes law, to the square of its diameter and the difference in the density of oil and water and inversely proportional to the viscosity of oil, is very small for the smallest drops and is comparable with the Brownian motion and natural convection speeds. When such water droplets collide, their coalescence does not occur, since a strong hydrophobic film prevents this. According to many researchers, the composition of the film includes paraffin microcrystals, asphaltenes, resinous substances, organic acids, as well as metal-porphyrin complexes of vanadium, nickel, iron, magnesium (Levchenko D.N., Bergshtein N.V., Pinkovsky Y.I. Desalination of oil at oil refineries: Overview. - M.: TSNIITENeftekhim, 1973. - 56 pp. Levchenko DN, Bergshtein NV, Nikolaeva NM Technology of desalination of oil at oil refineries. - M .: Chemistry, 1985, - p.6).
В процессе обессоливания пленка вокруг капель разрушается и частично уносится с промывной водой. При низкой температуре, когда вязкость нефти и действие поверхностных сил наиболее значительны, осаждения воды из эмульсии почти не происходит. Для осуществления процесса обессоливания нефти ее нагревают, обрабатывают деэмульгатором, подают в нее промывочную воду и вводят в электрическое поле. С повышением температуры (до некоторых пределов) снижается вязкость нефти и механическая прочность пленок вокруг глобул воды. В результате повышается растворимость в нефти составляющих этот слой веществ и возрастает разность плотностей воды и нефти (в интервале температур от 0 до 120°С у нефти больший коэффициент объемного расширения, чем у воды).In the process of desalination, the film around the droplets is destroyed and partially carried away with the wash water. At low temperatures, when the viscosity of the oil and the effect of surface forces are most significant, precipitation of water from the emulsion is almost not happening. To carry out the process of oil desalination, it is heated, treated with a demulsifier, flushing water is fed into it and introduced into an electric field. With increasing temperature (up to some limits), the viscosity of the oil and the mechanical strength of the films around the water globules decrease. As a result, the solubility in oil of the components of this layer increases and the difference in the densities of water and oil increases (in the temperature range from 0 to 120 ° C, oil has a larger coefficient of volume expansion than water).
Деэмульгатор, вводимый в нефть, адсорбируется на поверхности глобул воды, образуя гидрофильную пленку, т. е. также способствует снижению прочности бронирующих слоев вокруг капелек воды. В результате облегчается коалесценция капель воды, их укрупнение и осаждение. Ускорение разделения нефтяной и водной фаз происходит в электрическом поле. Большая часть электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) отечественных НПЗ состоит из двух ступеней обессоливания или из трех, предназначенных для тяжелой труднообессоливаемой нефти.A demulsifier introduced into oil is adsorbed on the surface of water globules, forming a hydrophilic film, i.e., also helps to reduce the strength of the armor layers around water droplets. As a result, the coalescence of water droplets, their coarsening and precipitation is facilitated. The acceleration of the separation of oil and water phases occurs in an electric field. Most of the electric desalting plants (ELOU) of domestic refineries consists of two stages of desalination or three, designed for heavy hardly desalted oil.
Промывочную воду для уменьшения коррозии трубных пучков сырьевых теплообменников целесообразно вводить перед электродегидраторами (дегидраторами). В настоящее время, как правило, свежую промывочную воду подают на последнюю ступень обессоливания, а сточную воду с каждой ступени используют как промывочную в предыдущей ступени. Снижение доли пресной промывочной воды, содержащей растворенный кислород, способствует уменьшению коррозии аппаратов, трубопроводов стоков ЭЛОУ. Так как основными стадиями процесса обессоливания нефти на ЭЛОУ является диспергирование промывочной воды и коалесценция капель пластовой и промывочной воды (т.е. эффективное смешение нефти с реагентами), то при проектировании ЭЛОУ необходимо особое внимание уделять достижению эффективного смешения нефти с промывочной водой применением различных диспергаторов (Гершуни С.Ш. Модернизация электродегидраторов пути повышения эффективности их использования: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1986. - 64 с.). К ним относятся эмульсионные клапаны, инжекторы, регулируемые смесители, различного рода дроссельные устройства. Несмотря на разнообразие конструкций диспергаторов, показатели их работы в основном определяются создаваемым в них перепадом давления. В последнее время все более широко применяют конструкции форсуночного типа, в которых через дросселирующее устройство пропускают только воду, а не смесь нефти с водой (Умутбаев В.Н., Савкова В.Г., Прокопюк С.Г., Лямин В.А. /Химия и технология топлив и масел, 1985, №8, с.8). При этом снижается гидравлическое сопротивление по нефти, увеличивается тонкость распыливания, снижаются расход воды и энергозатраты. К диспергатору воды предъявляют следующие основные требования: получение оптимального для конкретных условий дисперсного состава воды и равномерное распределение капель воды по всему объему нефти. В диспергаторе начинается процесс коалесценции, но он довольно длителен. Поэтому диспергатор следует устанавливать как можно дальше от электродегидратора, с тем чтобы в трубопроводе продолжался процесс коалесценции.It is advisable to introduce rinsing water to reduce the corrosion of tube bundles of raw heat exchangers in front of electric dehydrators (dehydrators). Currently, as a rule, fresh washing water is supplied to the last stage of desalination, and wastewater from each stage is used as washing in the previous stage. Reducing the proportion of fresh washing water containing dissolved oxygen, helps to reduce the corrosion of apparatuses, sewage pipelines ELOU. Since the main stages of the process of desalting oil at ELOU is the dispersion of washing water and the coalescence of drops of formation and washing water (i.e. effective mixing of oil with reagents), when designing ELOU, special attention should be paid to achieving effective mixing of oil with washing water using various dispersants (Gershuni S.Sh. Modernization of electric dehydrators ways to improve the efficiency of their use: Overview. - M .: TSNIITENeftekhim, 1986. - 64 p.). These include emulsion valves, injectors, adjustable mixers, various types of throttle devices. Despite the variety of designs of dispersants, their performance is mainly determined by the pressure drop created in them. Recently, nozzle-type constructions are used more and more widely, in which only water, and not a mixture of oil and water, is passed through the throttle device (Umutbaev V.N., Savkova V.G., Prokopyuk S.G., Lyamin V.A. / Chemistry and technology of fuels and oils, 1985, No. 8, p. 8). At the same time, the hydraulic resistance to oil is reduced, the atomization fineness is increased, water consumption and energy consumption are reduced. The following basic requirements are imposed on a water dispersant: obtaining the dispersed composition of water that is optimal for specific conditions and the uniform distribution of water droplets over the entire volume of oil. The coalescence process begins in the dispersant, but it is quite long. Therefore, the dispersant should be installed as far as possible from the electric dehydrator so that the coalescence process continues in the pipeline.
В настоящее время решаются вопросы снижения на ЭЛОУ расхода деэмульгатора и свежей воды, а также возможности использования для обессоливания только технологического конденсата с установок первичной переработки нефти. Возможность применения конденсата должна определяться степенью его коррозионной агрессивности. Так, наибольшее усиление коррозии углеродистой стали в аэрируемой воде наблюдается при концентрации сероводорода до 25 мг/л, а присутствие в этой среде хлоридов приводит к развитию язвенной коррозии (Кессель И.Б., Бергштейн Н.В., Левченко Д.Н., Захаров Л.И. /Нефтепереработка и нефтехимия, 1981, №5, с.5). Попадание в конденсат кислорода воздуха возможно в емкости, предназначенной для сбора воды и не имеющей предохранительной атмосферы инертного газа, или при разбавлении его свежей водой. Деэмульгатор способствует отмывке поверхности от продуктов коррозии и этим облегчает протекание электрохимического коррозионного процесса. Скорость коррозии стали повышается при снижении рН конденсата, т.е. при переходе от щелочной среды к кислой. Поэтому конденсат вакуумной колонны, содержащий кислые соединения, хлориды, сероводород (количественный состав зависит от типа перерабатываемой нефти) и не имеющий добавок ингибитора, аммиака, снижающих коррозию оборудования, более агрессивен, чем конденсат колонны предварительного испарения нефти или атмосферной. Скорость коррозии углеродистой стали в стоках ЭЛОУ, в зависимости от качества промывочной воды, типа перерабатываемой нефти и применения нейтрализаторов, находится в пределах от 0,12 до 1 мм/год, а при переработке высокосернистой нефти может быть более 1 мм/год (Кессель И.Б., Бергштейн Н.В., Левченко Д.Н., Захаров Л.И. /Нефтепереработка и нефтехимия, 1981, №5, с.5). Поэтому при использовании конденсата с установок АВТ целесообразно предусмотреть соответствующую подготовку его перед подачей в нефть: отдувку сероводорода, доведение среды до нейтральной или слабощелочной. Образующийся сероводород снижает значение рН водной фазы (рН<6), что усиливает коррозию оборудования и затрудняет обессоливание нефти (Скалозуб Ф.И., Левченко Д.Н. /Нефтепереработка и нефтехимия, 1980, №11, с.10). Срок службы трубных пучков сырьевых теплообменников из углеродистой стали в этих условиях может сократиться до 3-4 мес. Для каждого типа нефти рекомендуется оптимальная температура обессоливания: для западно-сибирских 70°С; для ромашкинской, прикамской, мангышлакской и туркменской 100-120°С; а для некоторых весьма тяжелых и вязких, например арланской, 120-140°С (Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывющих заводах: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1973. - 56 с.).Currently, the issues of reducing the consumption of demulsifier and fresh water at ELOU, as well as the possibility of using only process condensate from primary oil refining plants for desalination, are being addressed. The possibility of using condensate should be determined by the degree of its corrosiveness. So, the greatest increase in carbon steel corrosion in aerated water is observed at a concentration of hydrogen sulfide up to 25 mg / l, and the presence of chlorides in this medium leads to the development of ulcerative corrosion (Kessel IB, Bergshtein N.V., Levchenko D.N., Zakharov L.I. / Oil refining and petrochemistry, 1981, No. 5, p.5). The ingress of oxygen into the condensate is possible in a tank designed to collect water and not having a protective atmosphere of inert gas, or when diluted with fresh water. The demulsifier promotes the washing of the surface from corrosion products and thereby facilitates the flow of the electrochemical corrosion process. The corrosion rate of steel increases with decreasing pH of the condensate, i.e. during the transition from alkaline to acidic. Therefore, the condensate of a vacuum column containing acidic compounds, chlorides, hydrogen sulfide (the quantitative composition depends on the type of oil being refined) and lacking an inhibitor or ammonia additives to reduce equipment corrosion is more aggressive than the condensate of a pre-evaporation column or atmospheric oil. The corrosion rate of carbon steel in the effluent of ELOU, depending on the quality of the wash water, the type of oil being processed and the use of neutralizers, is in the range from 0.12 to 1 mm / year, and during the processing of sour oil can be more than 1 mm / year (Kessel I .B., Bergstein N.V., Levchenko D.N., Zakharov L.I. / Oil refining and petrochemicals, 1981, No. 5, p.5). Therefore, when using condensate from ABT installations, it is advisable to provide for its appropriate preparation before feeding it into oil: blowing off hydrogen sulfide, bringing the medium to neutral or slightly alkaline. The resulting hydrogen sulfide reduces the pH of the aqueous phase (pH <6), which increases the corrosion of equipment and makes oil desalination difficult (Skalozub F.I., Levchenko D.N. / Oil refining and petrochemicals, 1980, No. 11, p.10). The service life of tube bundles of raw carbon steel heat exchangers under these conditions can be reduced to 3-4 months. For each type of oil, the optimal desalination temperature is recommended: for
При разработке антикоррозионных мероприятий необходимо учитывать температуру нефти на ЭЛОУ, содержание в пластовой воде гидрокарбонатов щелочных металлов, хлоридов магния, серосодержащих соединений с низкой термостабильностью. Для повышения рН водной фазы до 8,0-8,5 необходимо в сырую нефть вводить слабый раствор гидроксида натрия. Скорость коррозии углеродистой стали в стоках ЭЛОУ при переработке сернистых нефтей и рН 8,0 составляет ~0,12 мм/год. При рН>8,5 наблюдается нежелательный переход нефтепродуктов в стоки ЭЛОУ. Кроме того, неконтролируемый расход щелочи может привести к возникновению щелочной хрупкости металла, нарушить работу изоляторов в электродегидраторах. При наличии трех ступеней обессоливания из нефти можно щелочной обработкой (защелачиванием) при определенных условиях удалить часть хлоридов, входящих в состав хлорорганических соединений нефти. Следует ожидать, что в данном случае в водную фазу кроме хлоридов натрия могут частично перейти нафтенаты и сульфиды. Практика показала, что при достижении даже глубокого обессоливания нефти и с прекращением щелочной обработки обессоленной нефти на АВТ коррозия конденсационно-холодильного оборудования на установках первичной переработки нефти резко возрастает. Причиной этого является наличие в нефти хлорорганических соединений, которые подобно сераорганическим соединениям имеют неодинаковую термостабильность. Защелачивание обессоленной нефти на АВТ имеет свои недостатки. Вводимое количество щелочи, а точнее образовавшийся хлорид натрия, остается в мазуте, повышает его зольность, способствует прогару печных змеевиков. На установках каталитического крекинга возможно отравление катализатора, его дезактивация хлоридом натрия. За рубежом при переработке гудрона, мазута на установках каталитического и термического крекинга защелачивание обессоленной нефти на АВТ не проводят. Объясняется это требованием к улучшению качества асфальта, используемого для дорожного покрытия. Содержащийся в таком покрытии хлорид натрия легко вымывается водой, что приводит к быстрому механическому разрушению асфальтового покрытия. Кроме того, этот способ защелачивания нефти после ЭЛОУ считается малопригодным, так как приводит к отложениям солей в бензиновой и керосиновой секциях ректификационных колонн и загрязнению регулирующих клапанов и тарелок. Не исключено попадание солей на гидроочистку дизельного топлива, связанное с их механическим уносом.When developing anticorrosion measures, it is necessary to take into account the temperature of the oil at ELOU, the content in the produced water of alkali metal bicarbonates, magnesium chlorides, sulfur-containing compounds with low thermal stability. To increase the pH of the aqueous phase to 8.0-8.5, it is necessary to introduce a weak solution of sodium hydroxide into the crude oil. The corrosion rate of carbon steel in ELOU effluents during the processing of sulphurous oils and pH 8.0 is ~ 0.12 mm / year. At pH> 8.5, an undesirable transition of petroleum products to ELOU effluents is observed. In addition, uncontrolled consumption of alkali can lead to alkaline brittleness of the metal, disrupt the operation of insulators in electric dehydrators. If there are three stages of desalination from oil, it is possible to remove some of the chlorides that make up the organochlorine compounds of oil by alkaline treatment (alkalization) under certain conditions. It should be expected that in this case, in addition to sodium chlorides, naphthenates and sulfides can partially transfer to the aqueous phase. Practice has shown that when even a deep desalination of oil is achieved and alkaline treatment of desalted oil with ABT stops, the corrosion of condensation-refrigeration equipment in primary oil processing plants increases sharply. The reason for this is the presence of organochlorine compounds in oil, which, like organosulfur compounds, have unequal thermal stability. The alkalization of demineralized oil on AWT has its drawbacks. The amount of alkali introduced, or rather sodium chloride formed, remains in the fuel oil, increases its ash content, and contributes to burnout of the furnace coils. At catalytic cracking units, poisoning of the catalyst and its deactivation by sodium chloride are possible. Abroad, in the processing of tar, fuel oil at catalytic and thermal cracking plants, alkalization of demineralized oil at AWT is not carried out. This is explained by the requirement to improve the quality of asphalt used for paving. The sodium chloride contained in such a coating is easily washed out with water, which leads to rapid mechanical destruction of the asphalt coating. In addition, this method of alkalization of oil after ELOU is considered unsuitable, as it leads to deposits of salts in the gasoline and kerosene sections of distillation columns and contamination of control valves and plates. Salts cannot be excluded from hydrotreating diesel fuel due to their mechanical entrainment.
Работами ВНИИНефтемаша показана возможность удаления на ЭЛОУ части органически связанного хлора. Для этого - после первой ступени обессоливания на ЭЛОУ в нефть, содержащую ~12 мг/л солей, вводят раствор NaOH концентрацией не менее 1%. Образующиеся хлориды металлов (например, натрия) удаляются из аппарата с дренажной водой. Ориентировочный расход щелочи составляет 20 г/т.The work of VNIINeftemash showed the possibility of removing part of organically bound chlorine on ELOU. To do this, after the first stage of desalination at ELOU, an NaOH solution of at least 1% concentration is introduced into the oil containing ~ 12 mg / l of salts. The resulting metal chlorides (e.g. sodium) are removed from the apparatus with drainage water. Estimated alkali consumption is 20 g / t.
Процесс защелачивания нефти на ЭЛОУ имеет следующие особенности. Температура нефти должна быть не ниже 120°С. Необходимо обеспечить интенсивное смешение щелочного раствора с нефтью, которое достигается тонким диспергированием щелочного агента, его равномерным распределением в потоке, исключающим расслоение потока. Время обработки должно быть не менее 30-60 с. После щелочной обработки предусматривается водная промывка, с помощью которой предотвращается унос щелочи на АВТ. Для достижения интенсивного перемешивания, обеспечивающего требуемую степень контактирования реагента с нефтью, используют различные смесители: выносные или встроенные в электродегидраторы. Наиболее эффективный способ смешения нефти с реагентом (водой, щелочным раствором, деэмульгатором) - смешение в электрическом поле; оно происходит в 4-6 раз более интенсивно, чем в турбулентном потоке.The process of alkalization of oil on ELOU has the following features. Oil temperature should not be lower than 120 ° С. It is necessary to ensure intensive mixing of the alkaline solution with oil, which is achieved by fine dispersion of the alkaline agent, its uniform distribution in the stream, eliminating the separation of the stream. Processing time should be at least 30-60 s. After alkaline treatment, water washing is provided, with the help of which alkali removal to the ABT is prevented. To achieve intensive mixing, which provides the required degree of contact of the reagent with oil, various mixers are used: remote or built-in to electric dehydrators. The most effective way to mix oil with a reagent (water, alkaline solution, demulsifier) is mixing in an electric field; it occurs 4-6 times more intensively than in a turbulent flow.
Как видно из вышеизложенного, такие процессы подготовки нефти, как обессоливание и обезвоживание, довольно сложны по составу оборудования и в эксплуатации, энергоемки, а большое количество сточных вод наносит огромный вред окружающей среде. Такие процессы, как защелачивание, приводят к ухудшению свойств получаемых товарных продуктов, например асфальта. Кроме того, различные примеси, содержащиеся в исходном сырье, такие как кислые смолы, соединения ванадия, мышьяка, никеля и другие, которые частично концентрируются на поверхности глобул воды, входят в состав пленки и являются эмульгаторами, препятствующими процессам обезвоживания и обессоливания.As can be seen from the foregoing, such oil preparation processes as desalination and dehydration are rather complicated in terms of equipment composition and operation, energy consumption, and a large amount of wastewater causes enormous damage to the environment. Processes such as alkalization lead to a deterioration in the properties of the resulting commercial products, such as asphalt. In addition, various impurities contained in the feedstock, such as acid resins, compounds of vanadium, arsenic, nickel and others, which are partially concentrated on the surface of water globules, are part of the film and are emulsifiers that impede the processes of dehydration and desalination.
Вышеописанные способы подготовки нефти решают определенную узкую задачу, но не позволяют в значительной степени очистить исходную нефть от других вредных соединений, таких как сернистые соединения, хлороорганика, смолисто-асфальтеновые вещества, парафины, мешающих дальнейшей переработке нефти. Практически не используются в промышленности методы очистки исходной нефти, особенно тяжелой и высокосернистой, от сернистых соединений.The above methods for the preparation of oil solve a specific narrow problem, but do not significantly purify the original oil from other harmful compounds, such as sulfur compounds, organochlorine, tar-asphaltene substances, paraffins, which interfere with further oil refining. Practically no methods are used in industry for the purification of initial oil, especially heavy and sour, from sulfur compounds.
Технический результат, на достижение которого направлен предлагаемый способ, заключается в осуществлении в значительной степени комплексной очистки исходного сырья сразу от многих нежелательных компонентов и вредных примесей, что позволяет в дальнейшем осуществить самостоятельную (например, без разбавления легкой нефтью) углубленную и рентабельную переработку тяжелой высоковязкой нефти с возможным повышением производительности и срока службы стандартного оборудования нефтеперерабатывающего завода.The technical result, which is achieved by the proposed method, is to implement a substantially comprehensive purification of the feedstock immediately from many undesirable components and harmful impurities, which allows further independent (for example, without dilution with light oil) in-depth and cost-effective processing of heavy high-viscosity oil with a possible increase in productivity and service life of standard equipment of the oil refinery.
Технический результат достигается тем, что в способе подготовки жидкого углеводородного сырья для дальнейшей переработки, включающей стадию обессоливания и обезвоживания и направление подготовленной нефти на дальнейшую переработку путем разделения ее на фракции и получение товарных продуктов, до стадии обессоливания и обезвоживания или непосредственно после нее, но перед стадией разделения углеводородов на фракции (перед подачей на AT или АВТ) выделяют высокомолекулярные высококипящие фракции (ВКФ) с температурой начала кипения 340-360°С. После этой стадии вторая часть нефти содержит более низкокипящие фракции (НКФ) и представляет собой «улучшенную» нефть, содержащую значительно меньшее количество вредных примесей. Фракции (ВКФ) содержат основное количество смолисто-асфальтеновых веществ, парафинов, серы, соединений серы и металлов, которые в дальнейшей переработке «улучшенной» нефти не участвуют. Например, для нефти, добываемой в Ульяновской области, массовая доля серы и сернистых соединений в «улучшенной» нефти после выделения ВКФ уменьшается с 4-5 мас.% до 0,5-0,7 мас.%. Соответственно, массовая доля хлоридов - с 500-5000 мг/л до 20 мг/л. Кроме того, основное количество металлов, таких как ванадий, переходит также в ВКФ. На стадии выделения ВКФ, кроме того, одновременно может быть осуществлен процесс крекинга, например термического. Термический крекинг для тяжелой нефти, например нефти указанных выше месторождений, имеет особенности: температура начала разложения составляет 238°С при остаточном давлении 0,25 кПа (Соскинд Д.М., Ратов А.Н. Малотоннажный комплекс для переработки нефтей Ульяновской области с попутным извлечением ванадия /Химия и технология топлив и масел, №1, 1996). Начиная с 410-420°С, термический крекинг идет с высокой скоростью. Температура процесса выделения ВКФ должна быть в диапазоне 340-420°С. Это увеличивает количество светлых фракций в сырье для дальнейшей переработки на стандартном оборудовании НПЗ. На стадию гидроочистки от серы бензиновые фракции после AT поступают с содержанием 0,1-0,2%. Такое содержание серы и сернистых соединений соответствует их уровню в процессе переработки малосернистой нефти, например, западно-сибирской. Фракцию ВКФ в количестве, зависимом от состава нефти, направляют далее непосредственно для получения товарных продуктов: битума или других тяжелых продуктов (пека, кокса и т.д.). Для Ульяновской нефти это количество составляет 25-30% от массы исходной нефти. Соединения серы не препятствуют получению качественного битума. Считают, что сернистые соединения перерабатываемого сырья не играют прямой роли в реакциях преобразования, но являются ускорителями окисления в процессе производства битума, а также эффективными пластификаторами. При этом сокращается время процесса окисления и продукты таких ускоренных методов обладают меньшим изменением консистенции при изменении температуры (Грузе В.А., Стивене Д.Р. Технология переработки нефти. Л., Химия, 1964, с.550, 551).The technical result is achieved by the fact that in the method of preparing liquid hydrocarbon raw materials for further processing, including the stage of desalination and dehydration and the direction of the prepared oil for further processing by dividing it into fractions and obtaining marketable products, to the stage of desalination and dehydration or immediately after, but before the stage of separation of hydrocarbons into fractions (before feeding to AT or ABT) emit high molecular weight high boiling fractions (VKF) with a boiling point of 340-360 S. After this stage, the second part of the oil contains lower boiling fractions (NKF) and is an "improved" oil containing significantly less harmful impurities. Fractions (VKF) contain the main amount of tar-asphaltene substances, paraffins, sulfur, sulfur compounds and metals, which are not involved in the further processing of “improved” oil. For example, for oil produced in the Ulyanovsk region, the mass fraction of sulfur and sulfur compounds in the “improved” oil after the separation of VKF decreases from 4-5 wt.% To 0.5-0.7 wt.%. Accordingly, the mass fraction of chlorides is from 500-5000 mg / l to 20 mg / l. In addition, the bulk of metals, such as vanadium, also goes into VKF. At the stage of separation of VKF, in addition, at the same time, a cracking process, for example thermal, can be carried out. Thermal cracking for heavy oil, for example, oil from the above fields, has features: the onset temperature of decomposition is 238 ° C at a residual pressure of 0.25 kPa (Soskind D.M., Ratov A.N. Small-tonnage complex for the processing of oils from the Ulyanovsk region with associated extraction of vanadium / Chemistry and technology of fuels and oils, No. 1, 1996). Starting from 410-420 ° C, thermal cracking proceeds at high speed. The temperature of the process of allocation of VKF should be in the range of 340-420 ° C. This increases the amount of light fractions in the feedstock for further processing at standard refinery equipment. At the stage of sulfur hydrotreating, gasoline fractions after AT arrive at a content of 0.1-0.2%. Such a content of sulfur and sulfur compounds corresponds to their level during the processing of low-sulfur oil, for example, West Siberian. The VKF fraction in an amount depending on the composition of the oil is sent further directly to obtain marketable products: bitumen or other heavy products (pitch, coke, etc.). For Ulyanovsk oil, this amount is 25-30% of the mass of the original oil. Sulfur compounds do not interfere with the production of quality bitumen. It is believed that the sulfur compounds of the processed raw materials do not play a direct role in the conversion reactions, but they are oxidation accelerators in the process of bitumen production, as well as effective plasticizers. This reduces the time of the oxidation process and the products of such accelerated methods have a smaller change in consistency with a change in temperature (Gruze V.A., Steven D.R. Oil refining technology. L., Chemistry, 1964, p. 550, 551).
Таким образом, выделение высококипящих фракций с температурой начала кипения 340-360°С может быть реализовано после добычи нефти до стадии ее традиционной подготовки, включающей обезвоживание и обессоливание, осуществляемой на нефтеперерабатывающем заводе. В этом случае возможно транспортирование до НПЗ только «улучшенной» нефти, а ВКФ используют в качестве сырья для производства битума в месте добычи нефти. Или выделение ВКФ возможно осуществить на НПЗ непосредственно после подготовки нефти в качестве дополнительной стадии в последовательности стадий классического технологического процесса.Thus, the selection of high-boiling fractions with a boiling point of 340-360 ° C can be realized after oil production to the stage of its traditional preparation, including dehydration and desalination, carried out at the refinery. In this case, it is possible to transport only “improved” oil to the refinery, and VKF is used as raw material for the production of bitumen at the place of oil production. Or it is possible to isolate VKF at a refinery immediately after oil preparation as an additional stage in the sequence of stages of a classical technological process.
В результате, фракции с температурой начала кипения 340-360°С получают не в конце последовательности стадий ЭЛОУ-АТ, а в начале процесса переработки. После выделения ВКФ, дальнейшая последовательность стадий переработки нефти не отличается от последовательности стадий переработки легкой нефти. Оборудование НПЗ работает в этом случае в щадящем режиме, так как на нем перерабатывается не тяжелая исходная высоковязкая нефть, содержащая нежелательные примеси с точки зрения сохранения ресурса оборудования и качества получаемых продуктов, а "улучшенная" нефть, обогащенная легкими, по отношению к исходной нефти, фракциями с температурой выкипания до 350°С. Ресурс оборудования при переработке тяжелой нефти в таком случае (при условии предварительного выделения ВКФ) не меньше ресурса соответствующего оборудования переработки легкой нефти. Выделение из нефти ее части (ВКФ) в количестве 25-30% (в зависимости от состава нефти) уменьшает последующий материальный поток сырья для переработки, но с сохранением или с некоторым увеличением светлых фракций. Технологические аппараты могут быть меньшей пропускной способности, но при этом сохраняется количество получаемых светлых нефтепродуктов, или на том же оборудовании возможно увеличение производительности. Это связано с тем, что ВКФ не проходит всю технологическую цепочку аппаратов AT, а выводится вначале технологического процесса и направляется далее как сырье для вакуумной переработки, или как сырье для производства битума.As a result, fractions with a boiling point of 340-360 ° C are obtained not at the end of the sequence of stages of ELOU-AT, but at the beginning of the processing process. After the separation of VKF, the further sequence of stages of oil refining does not differ from the sequence of stages of refining of light oil. In this case, the refinery equipment operates in a sparing mode, since it does not process heavy initial high-viscosity oil containing undesirable impurities from the point of view of preserving the resource of the equipment and the quality of the products obtained, but “improved” oil enriched with light in relation to the initial oil, fractions with a boiling point up to 350 ° C. The resource of equipment for the processing of heavy oil in this case (subject to preliminary allocation of VKF) is not less than the resource of the corresponding equipment for processing light oil. Isolation of a part of it (VCF) from oil in an amount of 25-30% (depending on the composition of the oil) reduces the subsequent material flow of feedstock for processing, but with or without a slight increase in light fractions. Technological apparatuses may have a lower throughput, but the amount of light petroleum products obtained is preserved, or productivity can be increased on the same equipment. This is due to the fact that VKF does not go through the entire technological chain of AT devices, but is withdrawn at the beginning of the technological process and sent further as raw materials for vacuum processing, or as raw materials for the production of bitumen.
Реализовать процесс выделения ВКФ можно, использовав испаритель, конструкция которого аналогична известному и широко используемому испарителю-теплообменнику с паровым (в паровом виде - НКФ) пространством (Дехтерман А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М., Химия, 1988, с.23). В отличие от простых теплообменников в этом аппарате имеется достаточный объем для испарения нагреваемого продукта. Испаритель представляет собой цилиндрический емкостной аппарат. В нижней части его корпуса расположен встроенный трубчатый теплообменник. Во внутрь трубок теплообменника подают теплоноситель для нагрева продукта (нефти). Обычно в качестве теплоносителя используют водяной пар. Легкая часть нефти испаряется и отводится через верхний штуцер. Остаток нефти переливается через сливную пластину и выводится через соответствующий штуцер. Количество испарившейся части нефти зависит от температуры в аппарате, то есть от поверхности теплообменника и температуры теплоносителя. Водяной пар удовлетворяет также другим требованиям, предъявляемым к теплоносителям: доступность, пожаробезопасность и др. Основной недостаток водяного пара - значительное возрастание давления с повышением температуры, поэтому для получения температуры в аппарате в диапазоне 340-420°С необходимо применять высокотемпературные теплоносители. В качестве высокотемпературных теплоносителей целесообразно использовать: высококипящие органические жидкости, расплавленные соли или жидкие металлы (Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. М., Химия, 1971, с.334-338).The VKF separation process can be implemented using an evaporator, the design of which is similar to the well-known and widely used evaporator-heat exchanger with a steam (in steam form - NKF) space (Dekhterman A.Sh. Oil refining according to the fuel version. M., Chemistry, 1988, p. 23). Unlike simple heat exchangers, this apparatus has enough volume to evaporate the heated product. The evaporator is a cylindrical tank. At the bottom of its housing is an integrated tubular heat exchanger. A coolant is supplied inside the tubes of the heat exchanger to heat the product (oil). Typically, water vapor is used as a heat transfer medium. A light portion of the oil evaporates and is discharged through the top fitting. The remaining oil is poured through the drain plate and is discharged through the corresponding fitting. The amount of evaporated part of the oil depends on the temperature in the apparatus, that is, on the surface of the heat exchanger and the temperature of the coolant. Water vapor also satisfies other requirements for heat carriers: availability, fire safety, etc. The main disadvantage of water vapor is a significant increase in pressure with increasing temperature, therefore, to obtain a temperature in the device in the range of 340-420 ° C, it is necessary to use high-temperature heat carriers. As high-temperature coolants, it is advisable to use: high-boiling organic liquids, molten salts or liquid metals (Kasatkin A.G. Main processes and apparatuses of chemical technology. M., Chemistry, 1971, p.334-338).
На Фиг.1 приведена постадийная схема переработки нефти, в которой выделение высококипящей фракции производят после стадии подготовки нефти, включающей обезвоживание и обессоливание.Figure 1 shows the step-by-step scheme of oil refining, in which the selection of high-boiling fraction is carried out after the stage of oil preparation, including dehydration and desalination.
На Фиг.2 представлена принципиальная схема пилотной установки.Figure 2 presents a schematic diagram of a pilot installation.
На Фиг.3 приведен фрикционный состав нефти и нефтепродуктов.Figure 3 shows the frictional composition of oil and oil products.
В Таблице 1 приведены свойства нефти Ульяновской области, нефти Западно-Сибирской и нефтепродуктов, полученных на пилотной установке.Table 1 shows the properties of oil from the Ulyanovsk Region, oil from the West Siberian and oil products obtained at the pilot plant.
Предлагаемый способ реализован на пилотной установке по разделению нефти производительностью до 0,2 т/ч.The proposed method is implemented in a pilot installation for the separation of oil with a capacity of up to 0.2 t / h.
Установка состоит из следующих аппаратов. Генератор водяного пара 1 предназначен для получения насыщенного пара с параметрами: давление - 1,18 МПа, температура - 187°С. Комприматор 2 предназначен для откачки неконденсирующихся газов из технологических аппаратов. Электрический нагреватель 3 с регулируемым источником питания имеет максимальную мощность 50 кВт, температура нагрева рабочей среды (пара) до 650°С. При таких температурах происходит, как правило, интенсивный термический крекинг сырья. Испаритель 4 со встроенным теплообменным оборудованием и теплоизоляцией. Рекуперативные теплообменники 5, 6 и 7, конструкционно выполненные по типу «труба в трубе». Кожухотрубчатые теплообменники 8, 11 и 13, охлаждаемые проточной водой. Сепараторы 9, 10 вертикального типа для разделения газожидкостных смесей на фазы: жидкую и газовую. Насадочная ректификационная колонна 12, диаметром 150 мм, высотой 4 м, заполнена керамическими элементами в виде колец Рашига с характерным размером 10 мм. Колонна имеет выносной кипятильник, обогреваемый перегретым водяным паром, и дефлегматор, с возможностью регулирования потока флегмы на орошение колонны. Установка оборудована герметичными емкостями 14-19 для сбора и хранения исходной нефти и продуктов ее разделения, а также контрольно-измерительными приборами и аппаратурой для поддержания параметров процесса в заданном диапазоне значений и безопасной эксплуатации.The installation consists of the following devices. The
Процесс осуществляли следующим образом. Нефть из расходной емкости 14, предварительно нагрев до температуры 100-150°С в рекуперативных теплообменниках 6, 5, подавали в испаритель 4. В теплообменник испарителя 4 также подавали теплоноситель с температурой 420-650°С. В качестве теплоносителя использовали перегретый водяной пар или инертный газ, которые нагревали до требуемой температуры в нагревателе 3. Использование газообразного теплоносителя оправдано в лабораторных условиях, так как упрощает конструкцию используемого нагревателя. Регулируя расход теплоносителя и его температуру, обеспечивали необходимый нагрев и поддержание температуры в испарителе для достижения требуемого количества выделяемой ВКФ с температурой начала кипения около 340-360°С, а также для проведения процесса термического крекинга исходного сырья. Так как в испарителе осуществляется процесс простой дистилляции, четкое разделение фракций произвести в данном случае было невозможно. В НКФ присутствует частично ВКФ, а в ВКФ - частично НКФ. Количество и качественный состав ВКФ определяли на выходе из испарителя 4 до направления ее в сборник 16.The process was carried out as follows. Oil from the
Низкокипящие фракции, после отделения ВКФ, направляли через теплообменник 5 и холодильник 8 в сепаратор 9. Если использовали для проведения процесса переработки неподготовленную нефть, то есть нефть, содержащую воду, то совместно с НКФ из испарителя выводили в паровом виде и воду. В сепараторе 9 производили разделение смеси на воду, жидкие углеводороды и «рефлюкс» - газ. Воду направляли в генератор пара 1, «рефлюкс» - газ через комприматор 2 в сборник газа 19, жидкую часть НКФ - в сборник 18. Если использовали подготовленную нефть, то вода в совместном потоке с НКФ отсутствует. В этом случае НКФ в паровом виде подавали непосредственно на ректификационную колонну 12. На схеме (фиг.2) эта линия подачи НКФ отображена пунктирной линией. После контроля качества среды в сборнике 18 НКФ подогревали в теплообменнике 7 и подавали на насадочную ректификационную колонну 12, где происходило четкое разделение с отбором двух узких целевых фракций. С верха колонны отбирали часть сконденсированного и охлажденного в холодильнике 11 ректификата, из нижней части колонны проводили отбор тяжелой части ректификата, который охлаждали в холодильнике 13. Это позволяло в полном объеме проводить анализ получаемых продуктов: бензиновой (с температурой выкипания до 200°С) и дизельной (в интервале температур выкипания 200-350°С) фракций, которые накапливали в сборниках 17 и 15.The low boiling fractions, after separation of the HCF, were sent through a
В качестве исходного сырья использовалась нефть месторождения Вишенское Ульяновской области. (Ратов А.Н., Немировская Г.Б. и др. Проблемы освоения нефтей Ульяновской области /Химия и технология топлив и масел, №4, 1995). Нефть содержит значительное количество смолистых соединений и примесей. Для изучения возможности применимости данной технологии использовалась нефть и других месторождений, соответственно, с другим составом. На этой установке отработан технологический процесс, включая стадию выделения высококипящей фракции. Сделаны полные анализы состава получаемых фракций: высоко кипящих фракций с температурой начала кипения 340-360°С и "улучшенной" нефти. Изучены их свойства с целью дальнейшей переработки по классической схеме. Проведена дальнейшая переработка "улучшенной" нефти, воспроизводящая большинство операций (кроме гидроочистки и каталитического риформинга) по классической схеме с целью получения компонентов топлив и изучения их свойств.As the source of raw materials used oil field Vishenskoye Ulyanovsk region. (Ratov AN, Nemirovskaya GB and other problems of oil development in the Ulyanovsk region / Chemistry and technology of fuels and oils, No. 4, 1995). Oil contains a significant amount of resinous compounds and impurities. To study the applicability of this technology, oil of other fields was used, respectively, with a different composition. The technological process was developed at this installation, including the stage of separation of the high boiling fraction. Complete analyzes of the composition of the obtained fractions were made: high boiling fractions with a boiling point of 340-360 ° C and "improved" oil. Their properties were studied for the purpose of further processing according to the classical scheme. Further processing of the “improved” oil was carried out, reproducing most of the operations (except hydrotreating and catalytic reforming) according to the classical scheme in order to obtain fuel components and study their properties.
На фиг.3 приведен типичный фракционный состав исходной нефти (месторождение Вишенское, Филипповская группа. Ульяновская область) и продуктов процесса выделения из указанной нефти высококипящих фракций. Для сравнения на этом же рисунке приведен фракционный состав Западно-Сибирской нефти, Самотлорское месторождение. Основные свойства сравниваемых нефтей и фракций - в табл. 1. Как видно из представленных данных, при выделении из исходной нефти в предлагаемом процессе фракции ВКФ в количестве около 25-30% (мас.), значительно снижается вязкость НКФ и происходит обогащение ее за счет крекинга легкими углеводородами. При этом основная часть примесей уходит в ВКФ. Пересчет количества получаемых продуктов на исходную тяжелую нефть показывает, что выход светлых фракций с температурой выкипания до 350°С составляет 55-59%. Это количество сравнимо с потенциальным выходом аналогичных продуктов из Самотлорской нефти.Figure 3 shows a typical fractional composition of the original oil (Vishenskoye field, Filippovskaya group. Ulyanovsk region) and the products of the process of separation of high boiling fractions from the specified oil. For comparison, the same figure shows the fractional composition of West Siberian oil, Samotlor field. The main properties of the compared oils and fractions are in table. 1. As can be seen from the data presented, when the VKF fraction is extracted from the initial oil in the proposed process in an amount of about 25-30% (wt.), The viscosity of NKF is significantly reduced and it is enriched due to cracking with light hydrocarbons. In this case, the bulk of the impurities goes to VKF. Recalculation of the amount of products obtained for the initial heavy oil shows that the yield of light fractions with a boiling point up to 350 ° C is 55-59%. This amount is comparable to the potential yield of similar products from Samotlor oil.
Таким образом, технический результат - комплексная подготовка и очистка исходного сырья сразу от многих нежелательных примесей, что позволяет в дальнейшем осуществить самостоятельную (например, без разбавления легкой нефтью) углубленную и рентабельную переработку тяжелой высоковязкой нефти с возможным повышением производительности и срока службы стандартного оборудования нефтеперерабатывающего завода - достигается за счет выделения высококипящих фракций нефти в начальной стадии переработки нефти, содержащих преимущественно продукты с температурой начала кипения 340-360°С и выше. Эти фракции, содержащие основное количество нежелательных компонентов и вредных примесей исходной нефти, затем используют для приготовления тяжелых товарных продуктов типа битума, пека, кокса и др., а оставшуюся легкую часть нефти, обогащенную целевыми фракциями и обедненную вредными примесями, направляют на последующую переработку для получения светлых нефтепродуктов на стандартном оборудовании нефтеперерабатывающих заводов.Thus, the technical result is a comprehensive preparation and purification of the feedstock from many undesirable impurities at once, which allows for further independent (for example, without dilution with light oil) in-depth and cost-effective processing of heavy high-viscosity oil with a possible increase in productivity and service life of standard equipment of the refinery - achieved by the allocation of high-boiling oil fractions in the initial stage of oil refining, containing mainly products kty with a boiling point of 340-360 ° C and above. These fractions, containing the bulk of undesirable components and harmful impurities of the original oil, are then used to prepare heavy commercial products such as bitumen, pitch, coke, etc., and the remaining light portion of the oil, enriched in the target fractions and depleted in harmful impurities, is sent for further processing for obtaining light petroleum products using standard equipment of oil refineries.
Свойства: нефти Ульяновской области и нефти Западно-Сибирской; нефтепродуктов, полученных на пилотной установке.Table. one
Properties: oil of the Ulyanovsk region and oil of the West Siberian; petroleum products obtained at the pilot plant.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003130041/04A RU2261263C2 (en) | 2003-10-03 | 2003-10-03 | Process of treating hydrocarbon feedstock for further processing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003130041/04A RU2261263C2 (en) | 2003-10-03 | 2003-10-03 | Process of treating hydrocarbon feedstock for further processing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003130041A RU2003130041A (en) | 2005-04-10 |
| RU2261263C2 true RU2261263C2 (en) | 2005-09-27 |
Family
ID=35611335
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003130041/04A RU2261263C2 (en) | 2003-10-03 | 2003-10-03 | Process of treating hydrocarbon feedstock for further processing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2261263C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775016C1 (en) * | 2021-12-10 | 2022-06-27 | Михаил Владимирович Дьяков | Method for cleaning water area from oil and petroleum sludge and installation for its implementation |
-
2003
- 2003-10-03 RU RU2003130041/04A patent/RU2261263C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ДЕХТЕРМАН А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М.: Химия, 1988, с.23. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784229C1 (en) * | 2021-10-12 | 2022-11-23 | Михаил Владимирович Дьяков | Method for producing composite fuel and unit for implementation thereof |
| RU2775016C1 (en) * | 2021-12-10 | 2022-06-27 | Михаил Владимирович Дьяков | Method for cleaning water area from oil and petroleum sludge and installation for its implementation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003130041A (en) | 2005-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3625881A (en) | Crank case oil refining | |
| US3716474A (en) | High pressure thermal treatment of waste oil-containing sludges | |
| US3692668A (en) | Process for recovery of oil from refinery sludges | |
| WO2006133262A2 (en) | Processing unconventional and opportunity crude oils using zeolites | |
| CN104099171B (en) | A kind of continuous distillation process for waste lubricant oil regeneration | |
| JP4481567B2 (en) | Quench water pretreatment process | |
| US20180086987A1 (en) | Dissolved oil removal from quench water of gas cracker ethylene plants | |
| WO2014003943A1 (en) | Decontamination of deoxygenated biomass-derived pyrolysis oil using ionic liquids | |
| CN115698232A (en) | Hydrocarbon pyrolysis of nitrogen-containing feedstocks | |
| NO330405B1 (en) | Procedure for removing contaminants from used oil. | |
| CN105793220A (en) | Process for removal of sulphur from raw methanol | |
| US7507329B2 (en) | Process for reducing the naphthenic acidity of petroleum oils or their fractions | |
| US10336951B2 (en) | Desalter emulsion separation by hydrocarbon heating medium direct vaporization | |
| US8491796B2 (en) | Treatment of solid-stabilized emulsions | |
| CN206014814U (en) | A kind of waste lubricating oil comprehensive recycling device | |
| RU2261263C2 (en) | Process of treating hydrocarbon feedstock for further processing | |
| RU2708005C1 (en) | Method of purifying sulphurous alkali waste water | |
| WO2010117401A1 (en) | Processing of organic acids containing hydrocarbons | |
| US3671422A (en) | Water pollution abatement in a petroleum refinery | |
| RU2612964C1 (en) | Method of high viscous oil preparation | |
| RU69064U1 (en) | OIL REFINING SCHEME WITH SEPARATION UNIT (OPTIONS) | |
| RU2659795C1 (en) | Method of purifying oil products from heteroatomic compounds, method of purifying oil products from heteroatomic organic compounds of oxygen, sulfur, phosphorus and halogenides, method of purifying naphtene or naphtene-aromatic oils or naphthene gasoils or naphthene-aromatic oils by purifying from heteroatomic organic compounds, method of processing oil wastes by purification from heteroatomic organic compounds, method of processing transformer oils by purification from chlorine-containing organic compounds | |
| US2050772A (en) | Process of refining mineral oil | |
| RU2708602C1 (en) | Method of purifying sulphur alkali waste water | |
| US2356952A (en) | Conversion of petroleum oils |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121004 |