RU2759496C1 - Installation for stabilization, topping and dehydration of oil - Google Patents

Installation for stabilization, topping and dehydration of oil Download PDF

Info

Publication number
RU2759496C1
RU2759496C1 RU2021112039A RU2021112039A RU2759496C1 RU 2759496 C1 RU2759496 C1 RU 2759496C1 RU 2021112039 A RU2021112039 A RU 2021112039A RU 2021112039 A RU2021112039 A RU 2021112039A RU 2759496 C1 RU2759496 C1 RU 2759496C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
outlet
oil
recuperative heat
tank
heat exchangers
Prior art date
Application number
RU2021112039A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Александр Владимирович Данилов
Александр Сельский
Борис Евсеевич Сельский
Original Assignee
Александр Владимирович Данилов
Александр Сельский
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Александр Владимирович Данилов, Александр Сельский filed Critical Александр Владимирович Данилов
Priority to RU2021112039A priority Critical patent/RU2759496C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2759496C1 publication Critical patent/RU2759496C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/04—Dewatering
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry and can be used in the oil refining industry as part of primary oil refining units for high-quality oil preparation for subsequent transportation and processing. The invention relates to an installation for stabilization, topping and dehydration of oil, containing a storage tank with an inlet filter, the outlet of the tank is connected through the tube space of the first recuperative heat exchanger with the inputs of the second and third recuperative heat exchangers, the annular space of each of which is connected to the bottom of the distillation column, the top of which is connected through the shell side of the first heat exchanger with an air cooler, the outlet of which is connected to a three-phase separator, which one outlet is connected to the buffer tank, and the other outlet is connected together with the outlet of the buffer tank with a vertical separator, the buffer tank is connected by another outlet to the top of the rectification column, and the outlets of the second and third recuperative heat exchangers are connected to the furnace, the outlet which is connected to the lower inlet of the rectification column, and the annular spaces of the second and third recuperative heat exchangers at the outlet are connected to the process settling tank by means of a pipeline having a reagent supply pipe at the inlet.
EFFECT: expanding the functionality of the oil treatment unit, reducing the cost of operating the equipment.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может применяться в нефтеперерабатывающей промышленности в составе установок первичной переработки нефти.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the oil refining industry as part of primary oil refining units.

Поступающая из добывающих скважин сырая нефть содержит механические примеси, растворенные углеводородные газы, бензиновую фракцию, воду, которые требуется удалить для качественной подготовки нефти к последующей транспортировке и переработке. Crude oil coming from production wells contains mechanical impurities, dissolved hydrocarbon gases, gasoline fraction, water, which must be removed for high-quality preparation of oil for subsequent transportation and processing.

Известны установки для обезвоживания нефти на разрабатываемых нефтяных месторождениях. В основном это термохимические установки (ТХУ) и электрообезвоживающие установки (ЭЛОУ) (И.Р. Юшков, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Пермь, 2013г., с.153-155). Known installations for the dehydration of oil in the developed oil fields. These are mainly thermochemical plants (TCU) and electrical dehydration plants (ELOU) (I.R. Yushkov, Development and operation of oil and gas fields. Perm, 2013, pp. 153-155).

В ТХУ перед подачей в технологическую печь в сырую нефть закачивают реагент-деэмульгатор и подогревают в рекуперативном теплообменнике горячей обезвоженной нефтью, далее сырая нефть с деэмульгатором нагревается в технологической печи до конечной температуры 70°С, после которой она поступает в отстойник, где расслаивается на нефть, воду и углеводородный газ. С отстойника нефть, отдав часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и охладившись, направляется в резервуар-накопитель.In the TCU, before being fed into the process furnace, a demulsifier reagent is pumped into the crude oil and heated in a recuperative heat exchanger with hot dewatered oil, then the crude oil with a demulsifier is heated in a process furnace to a final temperature of 70 ° C, after which it enters the settling tank, where it is stratified into oil , water and hydrocarbon gas. From the settling tank, the oil, having given up a part of the heat supplied to the demulsification of crude oil and cooled down, is sent to the storage tank.

Более эффективным считается способ обезвоживания на ЭЛОУ, но при этом для стабилизации и удаления основного количества выделенной воды вводится ступень теплохимического обезвоживания (аналог ТХУ). Из отстойника нефть с содержанием остаточной воды 1-2% направляется в ЭЛОУ. При этом перед ЭЛОУ в поток нефти вводят пресною воду и реагент-деэмульгатор, и общий процент воды в нефти поднимается до 8-15%. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в ЭЛОУ нефть становится обезвоженной и обессоленной. После ЭЛОУ нефть охлаждается в рекуперативном теплообменнике и накапливается в резервуаре-накопителе. The method of dehydration on ELOU is considered more effective, but at the same time, a stage of thermochemical dehydration (analogue of THU) is introduced to stabilize and remove the bulk of the released water. From the sedimentation tank, oil with a residual water content of 1-2% is sent to the ELOU. At the same time, fresh water and a demulsifier reagent are introduced into the oil flow before the ELOU, and the total percentage of water in the oil rises to 8-15%. Salts dissolve in fresh water and after separation of water from oil in ELOU the oil becomes dehydrated and desalinated. After ELOU, the oil is cooled in a recuperative heat exchanger and accumulated in a storage tank.

Общий недостаток данных установок: The general disadvantage of these installations:

- низкая температура нагрева сырой нефти, что не позволяет полностью удалить воду из сырой нефти;- low temperature of heating of crude oil, which does not allow to completely remove water from crude oil;

- применение повышенного расхода реагента-деэмульгатора из-за отсутствия перед вводом реагента в сырую нефть удаления основного количества воды, находящейся в нефти; - the use of an increased consumption of the demulsifier reagent due to the lack of removal of the main amount of water in the oil before the reagent is introduced into the crude oil;

- при нагреве сырой нефти и последующем ее охлаждении происходит не полное удаление бензиновых фракций, что потребует дальнейших затрат энергии на её удаление при первичной переработке нефти.- when crude oil is heated and then cooled, the gasoline fractions are not completely removed, which will require further energy consumption for its removal during primary oil refining.

Известна установка для перегонки нефти (RU 2484122, МПК C10G 7/02, опубл. 10.06.2013 г.), содержащая рекуперативный теплообменник, соединенный со входом ректификационной колонны, низ которой соединен с печью для нагрева отбензиненной нефти и последующей подачи ее в атмосферную колонну, причем верх каждой колонны соединен через блок конденсации с соответствующим сепаратором, из которого часть бензинового конденсата возвращается на орошение соответствующей колонны, а балансовая часть конденсата отводится на дальнейшую переработку. Недостаток данной установки заключается в том, что для нагрева сырья, поступающего в ректификационную колонну, не используется тепло конденсации бензиновой фракции при ее охлаждении, что увеличивает энергозатраты для нагрева сырья. Кроме того, отсутствие отдельной емкости для обезвоженной бензиновой фракции приводит к тому, что в орошаемой жидкости присутствует вода, которая приводит к коррозии верхней части ректификационной колонны и способствует выделению солей на тарелке ввода орошения, что приводит к нарушению тепломассообмена в колонне.Known installation for the distillation of oil (RU 2484122, IPC C10G 7/02, publ. 06/10/2013), containing a recuperative heat exchanger connected to the inlet of the distillation column, the bottom of which is connected to the furnace for heating the stripped oil and its subsequent supply to the atmospheric column , moreover, the top of each column is connected through a condensation unit with a corresponding separator, from which part of the gasoline condensate is returned to the reflux of the corresponding column, and the balance part of the condensate is diverted for further processing. The disadvantage of this installation is that the heat of condensation of the gasoline fraction during its cooling is not used to heat the feedstock entering the distillation column, which increases the energy consumption for heating the feedstock. In addition, the absence of a separate tank for the dehydrated gasoline fraction leads to the presence of water in the reflux liquid, which leads to corrosion of the upper part of the rectification column and promotes the release of salts on the reflux plate, which leads to disruption of heat and mass transfer in the column.

Задачей и техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей установки для подготовки нефти, сокращение затрат при эксплуатации оборудования за счет объединения в одном технологическом процессе удаления из сырой нефти остаточных углеводородных газов (стабилизации), отбензинивания и обезвоживания нефти.The objective and technical result of the invention is to expand the functionality of the installation for oil treatment, reduce the cost of operating the equipment by combining in one technological process the removal of residual hydrocarbon gases from crude oil (stabilization), topping and oil dehydration.

Задача решается, а технический результат достигается установкой для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти, содержащей накопительный резервуар с входным фильтром, выход резервуара соединен через трубное пространство первого рекуперативного теплообменника со входами второго и третьего рекуперативных теплообменников, межтрубное пространство каждого из которых соединено с низом ректификационной колонны, верх которой соединен через межтрубное пространство первого теплообменника с аппаратом воздушного охлаждения, выход которого соединен с трехфазным сепаратором, который одним выходом соединен с буферной емкостью, а другим выходом соединен вместе с выходом буферной емкости с вертикальным сепаратором, буферная емкость другим выходом соединена с верхом ректификационной колонны, а выходы второго и третьего рекуперативных теплообменников соединены с печью, выход которой соединен с нижним входом ректификационной колонны, а межтрубные пространства второго и третьего рекуперативных теплообменников на выходе соединены с технологическим резервуаром-отстойником посредством трубопровода, имеющего на входе патрубок для подачи реагента.The problem is solved, and the technical result is achieved by an installation for stabilization, topping and dehydration of oil, containing a storage tank with an inlet filter, the outlet of the reservoir is connected through the pipe space of the first recuperative heat exchanger with the inlets of the second and third recuperative heat exchangers, the shell space of each of which is connected to the bottom of the rectification column , the top of which is connected through the annular space of the first heat exchanger with an air cooler, the outlet of which is connected to a three-phase separator, which is connected with one outlet to the buffer tank, and the other outlet is connected together with the outlet of the buffer tank with a vertical separator, the buffer tank is connected by another outlet to the top of the rectification columns, and the outlets of the second and third recuperative heat exchangers are connected to the furnace, the outlet of which is connected to the lower inlet of the rectification column, and the shell spaces of the second and third recuperative heat exchangers The exchangers at the outlet are connected to the technological settling tank by means of a pipeline having a branch pipe at the inlet for supplying the reagent.

Согласно изобретению в установке выход вертикального сепаратора может быть соединен с горелкой печи. According to the invention, in the installation, the outlet of the vertical separator can be connected to the burner of the furnace.

Предложенная установка позволяет: The proposed installation allows:

- снизить потери стабильной нефти при дальнейшей транспортировке, хранении и переработке;- to reduce the loss of stable oil during further transportation, storage and processing;

- обеспечивать постоянное давление паров нефти при ее дальнейшей первичной переработке за счет предварительного удаления всей бензиновой фракции и воды;- to ensure a constant vapor pressure of oil during its further primary processing due to the preliminary removal of all gasoline fraction and water;

- максимальное обезвоживание нефти в местах её добычи уменьшает коррозию оборудования, которое используется при её транспортировке, хранении и дальнейшей переработке;- maximum dehydration of oil in places of its production reduces the corrosion of equipment that is used during its transportation, storage and further processing;

- независимость работы установки от других технологических процессов при переработке нефти позволяет работать с любым составом сырья на входе в установку, что позволяет усреднять фракционный состав нефти на её выходе для стабилизации технологического режима при последующей переработке.- the independence of the unit from other technological processes during oil refining allows working with any composition of raw materials at the inlet to the unit, which makes it possible to average the fractional composition of oil at its outlet to stabilize the technological regime during subsequent processing.

Сущность изобретения поясняется принципиальной схемой установки для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти, которая содержит входной фильтр 1, накопительный резервуар 2, первый, второй, третий рекуперативные теплообменники, соответственно 3, 4, 5, печь 6, ректификационную колонну 7, аппарат воздушного охлаждения 8, трехфазный сепаратор 9, буферную емкость 10, технологический резервуар-отстойник 11, вертикальный сепаратор 12. На печи 6 показана горелка 13.The essence of the invention is illustrated by a schematic diagram of an installation for stabilizing, topping and dehydrating oil, which contains an inlet filter 1, a storage tank 2, first, second, third recuperative heat exchangers, respectively 3, 4, 5, furnace 6, rectification column 7, air cooler 8 , three-phase separator 9, buffer tank 10, process settling tank 11, vertical separator 12. Burner 13 is shown on furnace 6.

Установка работает следующим образом.The installation works as follows.

Сырая нефть последовательно проходит через фильтр 1 для первичного разрушения нестойких эмульсий и задержки механических примесей. Разрушение нестойкой эмульсии основано на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. В данном случае в фильтре 1 установлена стекловата, которая хорошо смачивается водой, но не смачивается нефтью, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества, коагулируют и стекают в отстойник фильтра для последующего удаления. Механические примеси в фильтре задерживаются на металлической сетке, размещенной перед установленной стекловатой. Затем сырая нефть направляется в накопительный резервуар 2, из которого она с определенным расходом подается на первый рекуперативный теплообменник вертикального типа 3, где за счет охлаждения паров бензиновой фракции и воды, поступающих с верха ректификационной колонны 7, нагревается до температуры 40-60°С (в зависимости от первоначальной температуры сырья), далее сырая нефть параллельным потоком поступает в первый и второй рекуперативные теплообменники 4 и 5, где нагревается отбензиненной и в основном обезвоженной горячей нефтью, поступающей с низа ректификационной колонны 7, до температуры 60-80°С. Нагретая сырая нефть после рекуперативных теплообменников 4 и 5 направляется в печь 6, в которой нагревается до температуры 150-160°С (температура нагрева сырья подбирается по результатам лабораторных исследований) и от неё направляется в ректификационную колонну 7. Crude oil sequentially passes through filter 1 for the primary destruction of unstable emulsions and retention of mechanical impurities. The destruction of an unstable emulsion is based on the phenomenon of selective wettability of substances by various liquids. In this case, glass wool is installed in the filter 1, which is well wetted with water, but not wetted with oil, due to which the water globules adhere to the surface of the filtering substance, coagulate and drain into the filter sump for subsequent removal. Mechanical impurities in the filter are retained on a metal mesh placed in front of the installed glass wool. Then the crude oil is sent to the storage tank 2, from which it is supplied with a certain flow rate to the first recuperative heat exchanger of vertical type 3, where, due to the cooling of the vapors of the gasoline fraction and water coming from the top of the distillation column 7, it is heated to a temperature of 40-60 ° C ( depending on the initial temperature of the raw material), then the crude oil enters the first and second recuperative heat exchangers 4 and 5 in parallel flow, where it is heated with stripped and mostly dehydrated hot oil coming from the bottom of the distillation column 7 to a temperature of 60-80 ° C. The heated crude oil after recuperative heat exchangers 4 and 5 is sent to furnace 6, in which it is heated to a temperature of 150-160 ° C (the heating temperature of the raw material is selected according to the results of laboratory tests) and from it is sent to the distillation column 7.

В ректификационной колонне 7 происходит три одновременно протекающих процесса - это выделение из сырой нефти углеводородного газа (стабилизация), паров бензиновой фракции (отбензинивание) и воды (обезвоживание), которые отделяются от нефти и поднимаются в верхнюю часть колонны. Температура верха колонны поддерживается в интервале 105÷130°С в зависимости от показателей качества бензиновой фракции и количества воды в сырье, за счет подачи орошения. В качестве жидкости орошения используется обезвоженная бензиновая фракция с температурой 30÷35°С, поступающая из емкости орошения 10, в которую бензиновая фракция поступает максимально обезвоженной из трехфазного сепаратора 9. Смесь углеводородного газа, паров бензиновой фракции и воды поступает в межтрубное пространство первого рекуперативного теплообменника 3, где отдает основную часть своего тепла сырой нефти, при этом охлаждаясь до температуры 70÷90°С. Окончательное охлаждение углеводородного газа, бензиновой фракции и воды происходит в аппарате воздушного охлаждения 8, откуда охлажденный углеводородный газ, в жидком виде бензиновая фракция и вода направляются в трехфазный сепаратор 9. Из трехфазного сепаратора 9 бензиновая фракция вместе с водяной эмульсией откачивается в резервуарный парк, а отделенная вода сбрасывается на очистные сооружения. In the distillation column 7, three simultaneous processes take place - this is the separation of hydrocarbon gas from crude oil (stabilization), gasoline fraction vapors (topping) and water (dehydration), which are separated from the oil and rise to the top of the column. The temperature of the top of the column is maintained in the range of 105 ÷ 130 ° C, depending on the quality indicators of the gasoline fraction and the amount of water in the feed, due to the supply of reflux. A dehydrated gasoline fraction with a temperature of 30 ÷ 35 ° C is used as an irrigation liquid, coming from the irrigation tank 10, into which the gasoline fraction is supplied as dehydrated as possible from a three-phase separator 9. A mixture of hydrocarbon gas, gasoline fraction vapors and water enters the shell space of the first recuperative heat exchanger 3, where it gives up the bulk of its heat to crude oil, while cooling to a temperature of 70 ÷ 90 ° C. The final cooling of the hydrocarbon gas, gasoline fraction and water takes place in an air cooler 8, from where the cooled hydrocarbon gas, in liquid form, the gasoline fraction and water are sent to the three-phase separator 9. From the three-phase separator 9, the gasoline fraction together with the water emulsion is pumped out to the tank farm, and the separated water is discharged to the treatment plant.

Углеводородный газ и несконденсированная малая часть бензиновой фракции из трехфазного сепаратора 9 и буферной емкости 10 направляется в вертикальный сепаратор 12 на последующую утилизацию. Они могут использоваться в качестве дополнительного топлива горелки 13 печи 6. Hydrocarbon gas and an uncondensed small part of the gasoline fraction from the three-phase separator 9 and the buffer tank 10 are sent to the vertical separator 12 for subsequent utilization. They can be used as additional fuel for the burner 13 of the furnace 6.

Стабильная и максимально обезвоженная нефть с низа колонны 7 с температурой 150°С направляется параллельным потоком на второй и третий рекуперативные теплообменники 4, 5, где охлаждается до температуры 70÷80°С за счет охлаждения сырой нефтью и затем откачивается в утепленный технологический резервуар-отстойник 11 для гравитационного отстоя нефти от воды. Цель гравитационного отстоя - окончательное разрушение эмульсии, сформированной водой и нефтью, за счет ввода реагента-деэмульгатора в трубопровод, расположенный между рекуперативными теплообменниками 4, 5 и технологическим резервуаром 11. Отстаивание осуществляется при неподвижном состоянии обработанной реагентом стабильной нефти. После заполнения технологического резервуара вода осаждается и скапливается в нижней части резервуара, а обезвоженная, отбензиненная стабильная нефть отбирается потребителю с более высокого уровня. Часть отбензиненной и обезвоженной стабильной нефти может при необходимости использоваться в качестве первоначального пускового технологического топлива на горелке печи 13. Stable and maximally dehydrated oil from the bottom of the column 7 with a temperature of 150 ° C is directed in a parallel flow to the second and third recuperative heat exchangers 4, 5, where it is cooled to a temperature of 70 ÷ 80 ° C due to cooling with crude oil and then pumped out into the insulated process settling tank 11 for gravity separation of oil from water. The purpose of gravity sludge is the final destruction of the emulsion formed by water and oil by introducing a demulsifier reagent into the pipeline located between recuperative heat exchangers 4, 5 and process tank 11. Sedimentation is carried out when the stable oil treated with the reagent is stationary. After filling the process tank, water settles and accumulates in the lower part of the tank, and dewatered, stripped stable oil is taken to the consumer from a higher level. Part of the stripped and dehydrated stable oil can, if necessary, be used as the initial starting process fuel on the burner of the furnace 13.

Применение в предложенной установке термохимической обработки сырой нефти в сочетании с предварительной фильтрацией позволяет одновременно в одном технологическом процессе осуществлять удаление остаточных углеводородных газов, отбензинивание за счет ее нагрева до 160°С и обезвоживание путем ввода в отбензиненную и максимально обезвоженную и охлажденную до 70-80°С нефть реагента-деэмульгатора для окончательного выделения воды в технологическом резервуаре-отстойнике. The use of the thermochemical treatment of crude oil in the proposed unit in combination with preliminary filtration allows simultaneously in one technological process to remove residual hydrocarbon gases, topping by heating it to 160 ° C and dehydration by introducing it into the stripped and maximally dehydrated and cooled to 70-80 ° With oil demulsifier reagent for the final separation of water in the process settling tank.

Таким образом, преимущества предложенной установки для подготовки нефти заключаются в следующем.Thus, the advantages of the proposed installation for oil treatment are as follows.

1. Объединение трех отдельно существующих технологий подготовки нефти и первичной переработки, а именно: стабилизацию сырой нефти, её обезвоживание и отбензинивание, что существенно экономит стоимость изготовления, монтажных работ и эксплуатации применяемого технологического оборудования. 1. Combination of three separately existing technologies for oil preparation and primary processing, namely: stabilization of crude oil, its dehydration and topping, which significantly saves the cost of manufacturing, installation and operation of the applied technological equipment.

2. Нагревание сырой нефти (газового конденсата) до высоких температур - 160°С или более позволяет максимально извлекать растворенные углеводородные газы, бензиновую фракцию и воду, находящиеся в сырой нефти. 2. Heating the crude oil (gas condensate) to high temperatures of 160 ° C or more allows the maximum extraction of dissolved hydrocarbon gases, gasoline fraction and water in the crude oil.

3. Максимально отбензиненная и обезвоженная стабильная нефть обеспечивает разгрузку по парам атмосферной ректификационной колонны, в случае ее дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах, что приводит к уменьшению и стабилизации давления в ней и соответственно к поднятию качества получаемых продуктов за счет повышения потенциала отбора светлых фракций.3. Maximum stripped and dehydrated stable oil provides vapor discharge of the atmospheric distillation column, in case of its further processing at refineries, which leads to a decrease and stabilization of pressure in it and, accordingly, to an increase in the quality of the products obtained by increasing the potential for selection of light fractions.

4. Нагревание сырой нефти свыше 100°С производится в печи при давлении до 0,8 МПа, что предотвращает преждевременное испарение воды при нагреве сырой нефти, уменьшает прочность бронирующих оболочек на поверхности водяных капель, а значит, облегчает их слияние и уменьшает время последующего разделения эмульсии в ректификационной колонне. 4. Heating of crude oil above 100 ° C is carried out in a furnace at a pressure of up to 0.8 MPa, which prevents premature evaporation of water when heating crude oil, reduces the strength of the armor shells on the surface of water droplets, which means it facilitates their merging and reduces the time of subsequent separation emulsion in a rectification column.

5. Установка работает независимо от других технологических процессов добычи и переработки нефти за счет использования входного накопительного резервуара накопителя сырой нефти, собственного технологического оборудования и технологического резервуара-отстойника для окончательного удаления воды из стабильной отбензиненной нефти.5. The unit operates independently of other technological processes of oil production and processing due to the use of the input storage tank of the crude oil storage tank, its own processing equipment and a technological settling tank for the final removal of water from stable stripped oil.

6. На установке впервые применено рекуперативное использование тепла паров бензиновой фракции и воды перед их охлаждением. 6. The unit used for the first time the recuperative use of the heat of gasoline fraction vapors and water before their cooling.

7. Дополнительно в технологическом резервуаре-отстойнике происходит окончательное разделение и удаление пластовой воды, механических примесей, что позволяет свести к минимуму коррозионные процессы последующего оборудования при дальнейшей переработке углеводородного сырья. 7. Additionally, the final separation and removal of formation water and mechanical impurities takes place in the technological settling tank, which allows minimizing the corrosion processes of downstream equipment during further processing of hydrocarbon raw materials.

8. Использование предварительной фильтрации перед подачей сырой нефти на установку позволяет предварительно разбить нестойкую эмульсию и снизить прочность бронирующих оболочек, находящихся в сырой нефти, а также задержать механические примеси, которые могут попасть в накопительный резервуар.8. The use of pre-filtration before the supply of crude oil to the unit allows pre-breaking the unstable emulsion and reducing the strength of the armor shells in the crude oil, as well as retaining mechanical impurities that may get into the storage tank.

9. Ввод реагента-деэмульгатора в стабильную и отбензиненную нефть для окончательного выделения воды из нефти позволяет уменьшить его дозировку, а соответственно экономить дорогие химические реагенты. 9. The introduction of a demulsifier reagent into stable and stripped oil for the final separation of water from oil makes it possible to reduce its dosage and, accordingly, save expensive chemical reagents.

Claims (2)

1. Установка для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти, содержащая накопительный резервуар с входным фильтром, выход резервуара соединен через трубное пространство первого рекуперативного теплообменника со входами второго и третьего рекуперативных теплообменников, межтрубное пространство каждого из которых соединено с низом ректификационной колонны, верх которой соединен через межтрубное пространство первого теплообменника с аппаратом воздушного охлаждения, выход которого соединен с трехфазным сепаратором, который одним выходом соединен с буферной емкостью, а другим выходом соединен вместе с выходом буферной емкости с вертикальным сепаратором, буферная емкость другим выходом соединена с верхом ректификационной колонны, а выходы второго и третьего рекуперативных теплообменников соединены с печью, выход которой соединен с нижним входом ректификационной колонны, а межтрубные пространства второго и третьего рекуперативных теплообменников на выходе соединены с технологическим резервуаром-отстойником посредством трубопровода, имеющего на входе патрубок для подачи реагента.1. Installation for stabilization, topping and dehydration of oil, containing a storage tank with an inlet filter, the outlet of the reservoir is connected through the tube space of the first recuperative heat exchanger with the inlets of the second and third recuperative heat exchangers, the annular space of each of which is connected to the bottom of the distillation column, the top of which is connected through the annular space of the first heat exchanger with an air cooler, the outlet of which is connected to a three-phase separator, which is connected with one outlet to the buffer tank, and the other outlet is connected together with the outlet of the buffer tank with a vertical separator, the buffer tank is connected by another outlet to the top of the rectification column, and the outlets of the second and the third recuperative heat exchangers are connected to the furnace, the outlet of which is connected to the lower inlet of the rectification column, and the shell spaces of the second and third recuperative heat exchangers at the outlet are connected to the process a settling tank by means of a pipeline having a reagent supply pipe at the inlet. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что выход вертикального сепаратора соединен с горелкой печи.2. Installation according to claim 1, characterized in that the outlet of the vertical separator is connected to the burner of the furnace.
RU2021112039A 2021-04-27 2021-04-27 Installation for stabilization, topping and dehydration of oil RU2759496C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021112039A RU2759496C1 (en) 2021-04-27 2021-04-27 Installation for stabilization, topping and dehydration of oil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021112039A RU2759496C1 (en) 2021-04-27 2021-04-27 Installation for stabilization, topping and dehydration of oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2759496C1 true RU2759496C1 (en) 2021-11-15

Family

ID=78607208

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021112039A RU2759496C1 (en) 2021-04-27 2021-04-27 Installation for stabilization, topping and dehydration of oil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2759496C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4321132A (en) * 1980-05-12 1982-03-23 Combustion Engineering, Inc. Distillation of crude oil
RU2100403C1 (en) * 1996-05-12 1997-12-27 Валерий Георгиевич Леонтьевский Method and installation for fractioning petroleum
WO1999027035A1 (en) * 1997-11-21 1999-06-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams
RU2194739C1 (en) * 2001-08-09 2002-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" Hydrocarbon mixture stabilization plant
RU2214298C1 (en) * 2002-04-29 2003-10-20 Государственное унитарное предприятие Институт нефтехимпереработки АН Республики Башкортостан Plant for utilization of watery petroleum products
RU2281968C1 (en) * 2005-04-12 2006-08-20 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") Oil refining method (versions)
RU2484122C1 (en) * 2012-03-20 2013-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" Oil refining method

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4321132A (en) * 1980-05-12 1982-03-23 Combustion Engineering, Inc. Distillation of crude oil
RU2100403C1 (en) * 1996-05-12 1997-12-27 Валерий Георгиевич Леонтьевский Method and installation for fractioning petroleum
WO1999027035A1 (en) * 1997-11-21 1999-06-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams
RU2194739C1 (en) * 2001-08-09 2002-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" Hydrocarbon mixture stabilization plant
RU2214298C1 (en) * 2002-04-29 2003-10-20 Государственное унитарное предприятие Институт нефтехимпереработки АН Республики Башкортостан Plant for utilization of watery petroleum products
RU2281968C1 (en) * 2005-04-12 2006-08-20 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") Oil refining method (versions)
RU2484122C1 (en) * 2012-03-20 2013-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" Oil refining method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3625881A (en) Crank case oil refining
CZ287418B6 (en) Regeneration process of used oils
NO162972B (en) PROCEDURE FOR THE REFINING OF USED LUBRICANTS.
US4789461A (en) Method for removing water from crude oil containing same
RU2759496C1 (en) Installation for stabilization, topping and dehydration of oil
RU2471853C1 (en) Heavy oil treatment plant (versions)
RU2544994C1 (en) Method and unit for oil preliminary distillation
US2217385A (en) Mineral oil distillation
RU2605601C1 (en) Method of reducing content of organic chlorides in oil
CN108893136B (en) Treatment method of dirty oil generated by delayed coking heavy steam blowing
RU2683267C1 (en) Installation for processing liquid hydrocarbons
RU2648754C1 (en) Method of purification of the return solvent
CN102140368B (en) Heavy dirty oil recycling process
WO2015147704A1 (en) Hydrocracking unit and method to produce motor fuels
RU2612964C1 (en) Method of high viscous oil preparation
USRE33999E (en) Method of removing water from crude oil containing same
RU2548038C1 (en) Oil refining method
US2045492A (en) Apparatus for chemically treating topped crude oil
RU2525984C1 (en) Electrical desalting unit
RU2732242C1 (en) Method for producing black oil from steaming and washing mixtures of oil products
RU2214298C1 (en) Plant for utilization of watery petroleum products
RU2176262C2 (en) Method of gasoline production
US1207381A (en) Method of dehydrating and refining hydrocarbon-oils.
EA003083B1 (en) Method of mixed oil wastes processing and plant for its realization
Tanzharikov et al. RESEARCH AND DEVELOPMENT OF OIL FIELD WATER SETTING