CN111088063B - 减粘的系统及方法 - Google Patents

减粘的系统及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111088063B
CN111088063B CN201811243892.2A CN201811243892A CN111088063B CN 111088063 B CN111088063 B CN 111088063B CN 201811243892 A CN201811243892 A CN 201811243892A CN 111088063 B CN111088063 B CN 111088063B
Authority
CN
China
Prior art keywords
solvent
tower
oil
phase
extraction
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
CN201811243892.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111088063A (zh
Inventor
杜志国
刘同举
王国清
金立
南秀琴
刘俊杰
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sinopec Beijing Research Institute of Chemical Industry
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
Sinopec Beijing Research Institute of Chemical Industry
China Petroleum and Chemical Corp
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 Sinopec Beijing Research Institute of Chemical Industry, China Petroleum and Chemical Corp filed Critical Sinopec Beijing Research Institute of Chemical Industry
Priority to CN201811243892.2A priority Critical patent/CN111088063B/zh
Publication of CN111088063A publication Critical patent/CN111088063A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111088063B publication Critical patent/CN111088063B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/28—Recovery of used solvent
    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003—Solvent de-asphalting
    • 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
    • C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity

Landscapes

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

Abstract

本发明涉及乙烯生产领域，公开了一种减粘的系统及方法，该减粘系统包括抽提塔、溶剂回收塔、溶剂罐、抽出相加热器、轻油汽提塔、抽余相加热器、抽余相溶剂分离塔、重油汽提塔和加压泵；抽提塔上设有高粘度油进料口和溶剂进料口；抽提塔顶部依次连接抽出相加热器和溶剂回收塔，溶剂回收塔顶部连接溶剂罐，底部连接轻油汽提塔，轻油汽提塔底部设有轻油出料口；抽提塔底部依次连接抽余相加热器和抽余相溶剂分离塔，抽余相溶剂分离塔顶部连接溶剂罐，底部连接重油汽提塔，重油汽提塔底部设有重油出料口；轻油汽提塔和重油汽提塔的顶部分别依次连接加压泵和溶剂罐；溶剂罐与抽提塔的溶剂进料口连接。本发明的减粘系统可降低油品的粘度和溶剂损失率。

Description

减粘的系统及方法
技术领域
本发明涉及石油化工的乙烯生产领域，具体涉及一种减粘的系统及方法。
背景技术
粘度影响油品的传质能力和传热能力，高粘度油由于其粘度较高，扩散系数低，传质和传热阻力大，在管道输送时会消耗更多的能量，在换热时需要更多的换热面积，在反应中需要更长的停留时间。总之，高粘度油在石油和化工操作中会造成更多的能量浪费和物料损耗。
以急冷油为例，其50℃时的粘度范围在10mm2/s～10000mm2/s，是一种典型的高粘度油，作为乙烯装置重要的传热介质，其粘度的上升可直接影响到裂解炉、油洗塔以及稀释蒸汽发生系统的正常操作，甚至发生急冷油循环系统管道与设备堵塞事故。目前，国内很多急冷油减粘系统设计不够合理，只起到降低急冷油黏度的作用，但并没有从根本上彻底解决急冷油黏度高，尤其是溶剂损失量大、回收率低等问题。
例如，CN103305259A公开了一种降低乙烯装置急冷油粘度，该方法来自油洗塔底部的急冷油经超临界溶剂抽提和回收后得到减粘的急冷油，以及回收溶剂。该发明从溶剂回收塔塔釜分离得到减粘急冷油黏度只能降低至21mm2/s(大概相当于20-23mPa·s)，而且对抽出相采用多级回收的方法，也提高了溶剂的回收率，但是仍然有部分溶剂损失，导致重油、轻油还含有溶剂，例如对于轻油中含有溶剂后续处理会加大下游装置的处理负荷，还会对环境造成影响，再则采用超临界抽提设备成本也高。因此，亟待寻找一种更有效地降低急冷油黏度和降低溶剂损失率的减粘的系统及方法。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的急冷油黏度高，溶剂损失量大、回收率低等问题，提供一种减粘的系统及方法。
为了实现上述目的，本发明一方面提供一种减粘系统，包括抽提塔、溶剂回收塔和溶剂罐，其特征在于，还包括抽出相加热塔、轻油汽提塔、抽余相加热塔、抽余相溶剂分离塔、重油汽提塔和加压泵；其中，所述抽提塔上设有高粘度油进料口和溶剂进料口；所述抽提塔顶部依次连接抽出相加热塔和溶剂回收塔，所述溶剂回收塔顶部连接溶剂罐，底部连接轻油汽提塔，所述轻油汽提塔底部设有轻油出料口；所述抽提塔底部依次连接抽余相加热塔和抽余相溶剂分离塔，所述抽余相溶剂分离塔顶部连接溶剂罐，底部连接重油汽提塔，所述重油汽提塔底部设有重油出料口；所述轻油汽提塔和重油汽提塔的顶部分别依次连接加压泵和溶剂罐；所述溶剂罐上设有补充溶剂进料口和溶剂出料口，并通过溶剂出料口与抽提塔的溶剂进料口连接。
本发明第二方面提供一种减粘方法，包括以下步骤：
(1)高粘度油与溶剂进入抽提塔进行抽提，在抽提塔顶部得到抽出相，塔底得到抽余相；
(2)抽出相经抽出相加热塔升温后进入溶剂回收塔进行分离，在溶剂回收塔顶部得到回收溶剂一，塔底得到含溶剂的轻油；
(3)含溶剂的轻油进入轻油汽提塔经蒸汽汽提，在轻油汽提塔顶部得到蒸汽和溶剂，经冷却后分离得到气相和水相，气相为回收溶剂二，塔底得到轻油；
(4)抽余相经抽余相加热塔升温后进入抽余相溶剂分离塔进行分离，在抽余相溶剂分离塔顶部得到回收溶剂三，塔底得到重油；
(5)重油进入重油汽提塔经蒸汽汽提，在重油汽提塔顶部得到蒸汽和溶剂，经冷却后分离得到气相和水相，气相为回收溶剂四，塔底得到沥青；
(6)回收溶剂一和回收溶剂三经降温后收集于溶剂罐循环使用，回收溶剂二和回收溶剂四经升压后收集于溶剂罐循环使用。
通过上述技术方案，利用本发明减粘系统进行减粘不仅可以显著降低油品的粘度，而且还可以显著降低溶剂损失率，彻底解决溶剂在产品中残留问题和环境污染问题。
附图说明
图1是根据本发明一种实施方式的减粘系统的结构示意图。
附图标记说明
1-抽提塔，2-抽出相加热塔，3-抽余相加热塔，4-溶剂回收塔，5-轻油汽提塔，6-抽余相溶剂分离塔，7-重油汽提塔，8-溶剂罐，9-加压泵，10-换热器，11-换热器。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
如图1所示，本发明提供一种减粘系统，包括抽提塔1、溶剂回收塔4和溶剂罐8，还包括抽出相加热塔2、轻油汽提塔5、抽余相加热塔3、抽余相溶剂分离塔6、重油汽提塔7和加压泵9；其中，所述抽提塔1上设有高粘度油进料口和来自溶剂罐8的溶剂进料口；所述抽提塔1顶部依次连接抽出相加热塔2和溶剂回收塔4，所述溶剂回收塔4顶部连接溶剂罐8，底部连接轻油汽提塔5，所述轻油汽提塔5底部设有轻油出料口；所述抽提塔1底部依次连接抽余相加热塔3和抽余相溶剂分离塔6，所述抽余相溶剂分离塔6顶部连接溶剂罐8，底部连接重油汽提塔7，所述重油汽提塔7底部设有重油出料口；所述轻油汽提塔5和重油汽提塔7的顶部分别依次连接加压泵9和溶剂罐8；所述溶剂罐8上设有补充溶剂进料口和溶剂出料口，并通过溶剂出料口与抽提塔1的溶剂进料口连接。
本发明通过抽出相加热塔、溶剂回收塔、轻油汽提塔实现了对轻油中溶剂的彻底回收，减少了轻油中残留溶剂下游装置处理负荷，通过抽余相加热塔、抽余相溶剂分离塔、重油汽提塔实现了对重油中溶剂的彻底回收，保证了产品质量，也减少了溶剂对环境造成的影响。由此，本发明彻底地回收了溶剂，极大地降低了溶剂损失率。
在本发明中，所述轻油汽提塔5和重油汽提塔7顶部依次连接换热器10(以降低回收溶剂的温度)、加压泵9和溶剂罐8，有效地保证了溶剂的回收。
在本发明中，所述溶剂罐8通过溶剂出料口经换热器11与抽提塔1的溶剂进料口连接，有效地保证了进入抽提塔的溶剂的温度。
本发明中，轻油汽提塔5和重油汽提塔7中的蒸汽均可以循环使用。
本发明提供一种减粘方法，包括以下步骤：
(1)高粘度油与溶剂进入抽提塔进行抽提，在抽提塔顶部得到抽出相，塔底得到抽余相；
(2)抽出相经抽出相加热塔升温后进入溶剂回收塔进行分离，在溶剂回收塔顶部得到回收溶剂一，塔底得到含溶剂的轻油；
(3)含溶剂的轻油进入轻油汽提塔经蒸汽汽提，在轻油汽提塔顶部得到蒸汽和溶剂，经冷却后分离得到气相和水相，气相为回收溶剂二，塔底得到轻油；
(4)抽余相经抽余相加热塔升温后进入抽余相溶剂分离塔进行分离，在抽余相溶剂分离塔顶部得到回收溶剂三，塔底得到重油；
(5)重油进入重油汽提塔经蒸汽汽提，在重油汽提塔顶部得到蒸汽和溶剂，经冷却后分离得到气相和水相，气相为回收溶剂四，塔底得到沥青；
(6)回收溶剂一和回收溶剂三经降温后收集于溶剂罐循环使用，回收溶剂二和回收溶剂四经升压后收集于溶剂罐循环使用。
在本发明中，高粘度油的粘度为本领域内各种常规的粘度范围。例如，步骤(1)中，所述高粘度油在50℃时粘度范围可以为20mPa·s-50000mPa·s。
在本发明中，为了更好的抽提分离重油和轻油，所述高粘度油的进料温度为30-250℃。
在本发明中，高粘度油可以为本领域内各种常规的高粘度油。例如，所述高粘度油可以为原油、煤焦油、急冷油、渣油和油浆中的至少一种。
在本发明中，剂油比过低，溶剂和高粘度油传质不充分，降低抽提效果；而剂油比过高，循环溶剂造成的能耗就过高。为了综合考虑抽提效果和能耗两者，在步骤(1)中，按重量计，所述溶剂的进料量为高粘度油的0.5-10倍，例如，可以为0.5倍、0.6倍、0.7倍、0.8倍、1倍、1.5倍、2倍、2.5倍、3倍、3.5倍、4倍、4.5倍、5倍、5.5倍、6倍、6.5倍、7倍、7.5倍、8倍、8.5倍、9倍、9.5倍、10倍以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值，优选为2-5倍。
在本发明中，为了更好的抽提分离重油和轻油，所述溶剂的进料温度为30-250℃。
在本发明中，溶剂可以为本领域内各种常规的溶剂。例如，所述溶剂为含碳数为2-6的烃类和/或二氧化碳。
在本发明中，选用较高碳数的烃类为溶剂时，抽提塔塔顶温度较高。若选用烃类为溶剂时，抽提塔的压力范围一般控制在3-6MPa；若选用二氧化碳为溶剂时，抽提塔压力范围一般控制在7-20MPa。在步骤(1)中，所述抽提塔的压力范围可以为3-20MPa(例如，可以为3MPa、4MPa、5MPa、6MPa、7MPa、8MPa、9MPa、10MPa、11MPa、12MPa、13MPa、14MPa、15MPa、16MPa、17MPa、18MPa、19MPa、20MPa以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，塔顶温度可以为30-250℃(例如，可以为30℃、50℃、80℃、100℃、130℃、150℃、180℃、200℃、220℃、250℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)。
在本发明中，部分溶剂可从高粘度油进料口与高粘度油混合进入抽提塔，该部分溶剂可以占总溶剂进料量的0％-90％，这样加入方法可以降低进入抽提塔的高粘度油的粘度，使其在抽提塔内分散得更加均匀，溶剂和高粘度油之间的传质效率更高，其余溶剂从溶剂进料口进入抽提塔下部。
在本发明中，为了将抽出相中大部分溶剂与轻油分离，步骤(2)中，所述溶剂回收塔的压力范围为3-20MPa(例如，可以为3MPa、4MPa、5MPa、6MPa、7MPa、8MPa、9MPa、10MPa、11MPa、12MPa、13MPa、14MPa、15MPa、16MPa、17MPa、18MPa、19MPa、20MPa以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，温度范围为50-300℃(50℃、80℃、100℃、130℃、150℃、180℃、200℃、220℃、250℃、280℃、300℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)。
在本发明中，为了使蒸汽更好地汽提出残留的溶剂，步骤(3)中，所述轻油汽提塔的压力范围为0.1-3MPa(例如，可以为0.1MPa、0.5MPa、0.8MPa、1MPa、1.5MPa、2MPa、2.5MPa、3MPa以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，温度范围为100-300℃(例如，可以为100℃、130℃、150℃、180℃、200℃、220℃、250℃、280℃、300℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，轻油汽提塔顶得到的物料(蒸汽和溶剂)在温度范围0-100℃内进行冷却，使得水蒸汽冷凝为水从而与溶剂分离(例如，冷却温度可以为0℃、20℃、50℃、80℃、100℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)。
在本发明中，为了使蒸汽更好地汽提出轻油中残留的溶剂，使得轻油粘度较原来的高粘度油大为降低，以重量计，所述蒸汽汽提所用的蒸汽进料量是含溶剂的轻油进料量的0.1-5倍。例如，可以为0.1倍、0.2倍、0.3倍、0.4倍、0.5倍、0.6倍、0.7倍、0.8倍、0.9倍、1倍以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值。
优选情况下，所述蒸汽汽提所用的蒸汽为水相循环产生的蒸汽。
在本发明中，为了将抽余相中大部分溶剂与重油分离，步骤(4)中，所述抽余相溶剂分离塔的压力范围为3-20MPa(例如，可以为3MPa、4MPa、5MPa、6MPa、7MPa、8MPa、9MPa、10MPa、11MPa、12MPa、13MPa、14MPa、15MPa、16MPa、17MPa、18MPa、19MPa、20MPa以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，温度范围为100-300℃(例如，可以为100℃、130℃、150℃、180℃、200℃、220℃、250℃、280℃、300℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)。
在本发中，为了蒸汽更好地汽提出重油中残留的溶剂，步骤(5)中，所述重油汽提塔的压力范围为0.1-3MPa(例如，可以为0.1MPa、0.5MPa、0.8MPa、1MPa、1.5MPa、2MPa、2.5MPa、3MPa以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，温度范围为100-300℃(例如，可以为100℃、130℃、150℃、180℃、200℃、220℃、250℃、280℃、300℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)，重油汽提塔顶得到的物料(蒸汽和溶剂)在温度范围0-100℃内进行冷却，使得水蒸汽冷凝为水从而与溶剂分离(例如，冷却温度可以为0℃、20℃、50℃、80℃、100℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值)。
在本发明中，为了蒸汽更好地汽提出重油中残留的溶剂，以重量计，所述蒸汽汽提所用的蒸汽进料量是重油进料量的0.1-5倍。优选情况下，所述蒸汽汽提所用的蒸汽为水相循环产生的蒸汽。
在本发明中，为了使重油在重油汽提塔内分散得更加均匀，避免粘贴在内壁上，同时提高传质效率，使得汽提更易进行，步骤(5)中，还包括通过重油进料口加入步骤(3)中所得轻油与重油混合，以重量计，所述轻油的进料量是重油的进料量的0.05-0.1倍。例如，可以为0.05倍、0.06倍、0.07倍、0.08倍、0.09倍、0.1倍以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值。
在本发明中，为了更好的利用能源，步骤(6)中，所述抽出相加热塔和抽余相加热塔的热源为回收溶剂一和回收溶剂三在降低温度过程中放出的热量。
在本发明中，为了保证减粘时需要溶剂的量，步骤(6)中，所述溶剂罐中的溶剂还包括补充的新鲜溶剂。
在本发明中，步骤(6)中回收溶剂一和回收溶剂三只要降温至能够回用到抽提塔即可，对具体降低的温度没有特别的限制。此外，回收溶剂二和回收溶剂四经升压后能够回用到抽提塔即可。回收溶剂二和回收溶剂四在升压之前，还可以经换热器降温至加压泵易于抽吸即可。
在本发明中，所述抽余相、重油、沥青选用螺杆泵输送，易于抽余相、重油、沥青的输送操作。
在本发明中，为了保证抽余相、重油、沥青良好的流动性，所述螺杆泵与抽余相、重油、沥青连接的管路保持温度为100-300℃。例如，可以为例如，可以为100℃、130℃、150℃、180℃、200℃、220℃、250℃、280℃、300℃以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值。
在本发明中，为了降低粘度，防止堵塞，还包括所述抽提塔、抽余相加热塔、抽余相溶剂分离塔和重油汽提塔的底部和它们之间连接管路中加入步骤(3)中所得轻油，以重量计，所述轻油的进料量是高粘度油的进料量的0.01-0.05倍。例如，可以为0.01倍、0.02倍、0.03倍、0.04倍、0.05倍以及这些点值中的任意两个所构成的范围中的任意值。
综上，利用本发明的减粘系统进行减粘，不仅可以显著降低高粘度油品的粘度，而且还可以显著降低溶剂损失率，彻底解决溶剂在产品中残留问题和环境污染问题。另外，还综合利用了减粘系统中的能耗，降低了减粘成本。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下实施例中：
急冷油粘度通过旋转粘度方法测得，使用的急冷油来源于乙烯工业装置；
溶剂损失率参数＝溶剂回收总量/溶剂总量×100％。
实施例1
1、减粘系统，如图1所示，包括抽提塔1、溶剂回收塔4和溶剂罐8，还包括抽出相加热塔2、轻油汽提塔5、抽余相加热塔3、抽余相溶剂分离塔6、重油汽提塔7和加压泵9；其中，所述抽提塔1上设有高粘度油进料口和来自溶剂罐8的溶剂进料口；所述抽提塔1顶部依次连接抽出相加热塔2和溶剂回收塔4，所述溶剂回收塔4顶部连接溶剂罐8，底部连接轻油汽提塔5，所述轻油汽提塔5底部设有轻油出料口；所述抽提塔1底部依次连接抽余相加热塔3和抽余相溶剂分离塔6，所述抽余相溶剂分离塔6顶部连接溶剂罐8，底部连接重油汽提塔7，所述重油汽提塔7底部设有重油出料口；所述轻油汽提塔5和重油汽提塔7的顶部分别依次连接换热器10、加压泵9和溶剂罐8；所述溶剂罐8上设有补充溶剂进料口和溶剂出料口，并通过溶剂出料口经换热器11与抽提塔1的溶剂进料口连接。
2、减粘方法，以丙烷为溶剂，对粘度为1030mPa·s(50℃时测定值)的急冷油进行减粘，具体包括以下步骤：
(1)急冷油进料温度为90℃，流量为8000kg/h，从高粘度油进料口进入抽提塔，来自溶剂罐的溶剂进料温度为150℃，流量为24000kg/h，从溶剂进料口进入抽提塔，抽提塔的压力4.5MPa，塔顶温度为140℃，经过抽提塔的抽提，在抽提塔顶部得到抽出相，塔底得到抽余相；
(2)抽出相经抽出相加热塔的减压阀升温至140℃后进入溶剂回收塔(温度为140℃，压力为4.5MPa)，进行抽出相升温分离，使得大部分溶剂与轻油分离，在溶剂回收塔顶部得到回收溶剂一，塔底得到的含溶剂的轻油；
(3)含溶剂的轻油进入轻油汽提塔上部经0.5MPa级饱和蒸汽汽提(以重量计，蒸汽用量是含溶剂的轻油的0.06倍)，蒸汽进料量为300kg/h，温度为150℃，压力为0.5MPa，在轻油汽提塔底部得到轻油，粘度为9mPa·s，顶部得到蒸汽和溶剂，经冷凝器(冷却温度为40℃)冷却分离为气水两相，气相即为回收溶剂二，水相循环产生蒸汽；
(4)抽余相经抽余相加热塔升高温度至200℃，然后进入抽余相溶剂分离塔进行抽余相升温分离(压力为4.5MPa)，抽余相溶剂分离塔顶部得到回收溶剂三，塔底得到重油；
(5)重油进入重油汽提塔经1MPa饱和蒸汽汽提(以重量计，蒸汽用量是重油的0.1倍)，蒸汽进料量为300kg/h，温度为180℃，压力为1MPa，重油汽提塔底部得到沥青，顶部得到蒸汽和溶剂，经塔顶冷凝器(冷却温度为40℃)冷却分离为气水两相，气相即为回收溶剂四，水相循环产生蒸汽；
(6)回收溶剂二和回收溶剂四汇合后，冷却至5℃，然后用加压泵升高压力至4.5MPa，与回收溶剂一和回收溶剂三汇合后进入溶剂罐，溶剂罐引出的溶剂经换热器调整温度至140℃后作为抽提塔的溶剂循环使用。
急冷油经过减粘，粘度从1030mPa·s降低到7mPa·s，得到轻油4035kg/h，溶剂损失量33kg/h，损失率为0.13％。
对比例1
减粘方法，以丙烷为溶剂，对粘度为1030mPa·s(50℃时测定值)的急冷油进行减粘，具体包括以下步骤：
(1)急冷油进料温度为90℃，流量为8000kg/h，从高粘度油进料口进入抽提塔，来自溶剂罐的溶剂进料温度为90℃，流量为24000kg/h，从溶剂进料口进入抽提塔，抽提塔压力4.5MPa，塔顶温度为90℃，经过抽提塔的抽提，在抽提塔顶部得到抽出相，塔底得到抽余相；
(2)抽出相经抽出相加热塔升温至140℃后进入溶剂回收塔(温度为140℃，压力为4.5MPa)，进行抽出相升温分离，在溶剂回收塔顶部得到回收溶剂一，塔底得到的低粘度的轻油，轻油粘度为7mPa·s；
(3)抽余相经抽余相加热塔升温至140℃后进入抽余相溶剂分离塔，进行抽余相升温分离(压力为4.5MPa)，在抽余相溶剂分离塔顶得到回收溶剂二，塔底得到沥青。
急冷油经过减粘，粘度从1030mPa·s降低到7mPa·s，得到轻油4125kg/h，溶剂损失量为120kg/h，损失率为0.5％。
综上，利用本发明减粘系统进行减粘，极大地减少了溶剂的损失率，而且高粘度油品的粘度也得到极大地减粘。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (25)

1.一种减粘系统，包括抽提塔(1)、溶剂回收塔(4)和溶剂罐(8)，其特征在于，还包括抽出相加热塔(2)、轻油汽提塔(5)、抽余相加热塔(3)、抽余相溶剂分离塔(6)、重油汽提塔(7)和加压泵(9)；其中，所述抽提塔(1)上设有高粘度油进料口和溶剂进料口；所述抽提塔(1)顶部依次连接抽出相加热塔(2)和溶剂回收塔(4)，所述溶剂回收塔(4)顶部连接溶剂罐(8)，底部连接轻油汽提塔(5)，所述轻油汽提塔(5)底部设有轻油出料口；所述抽提塔(1)底部依次连接抽余相加热塔(3)和抽余相溶剂分离塔(6)，所述抽余相溶剂分离塔(6)顶部连接溶剂罐(8)，底部连接重油汽提塔(7)，所述重油汽提塔(7)底部设有重油出料口；所述轻油汽提塔(5)和重油汽提塔(7)的顶部分别依次连接加压泵(9)和溶剂罐(8)；所述溶剂罐(8)上设有补充溶剂进料口和溶剂出料口，并通过溶剂出料口与抽提塔(1)的溶剂进料口连接；
其中，所述高粘度油在50℃时粘度范围为20mPa·s-50000mPa·s。
2.根据权利要求1所述的减粘系统，其特征在于，所述轻油汽提塔(5)和重油汽提塔(7)顶部依次连接换热器(10)、加压泵(9)和溶剂罐(8)。
3.根据权利要求1所述的减粘系统，其特征在于，所述溶剂罐(8)通过溶剂出料口经换热器(11)与抽提塔(1)的溶剂进料口连接。
4.一种减粘方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)高粘度油与溶剂进入抽提塔进行抽提，在抽提塔顶部得到抽出相，塔底得到抽余相；
(2)抽出相经抽出相加热塔升温后进入溶剂回收塔进行分离，在溶剂回收塔顶部得到回收溶剂一，塔底得到含溶剂的轻油；
(3)含溶剂的轻油进入轻油汽提塔经蒸汽汽提，在轻油汽提塔顶部得到蒸汽和溶剂，经冷却后分离得到气相和水相，气相为回收溶剂二，塔底得到轻油；
(4)抽余相经抽余相加热塔升温后进入抽余相溶剂分离塔进行分离，在抽余相溶剂分离塔顶部得到回收溶剂三，塔底得到重油；
(5)重油进入重油汽提塔经蒸汽汽提，在重油汽提塔顶部得到蒸汽和溶剂，经冷却后分离得到气相和水相，气相为回收溶剂四，塔底得到沥青；
(6)回收溶剂一和回收溶剂三经降温后收集于溶剂罐循环使用，回收溶剂二和回收溶剂四经升压后收集于溶剂罐循环使用；
其中，所述高粘度油在50℃时粘度范围为20mPa·s-50000mPa·s。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，
所述高粘度油的进料温度为30-250℃。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述高粘度油为原油、煤焦油、急冷油、渣油和油浆中的至少一种。
7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，按重量计，所述溶剂的进料量为高粘度油的0.5-10倍。
8.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，按重量计，所述溶剂的进料量为高粘度油的2-5倍。
9.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，所述溶剂的进料温度为30-250℃。
10.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，所述溶剂为含碳数为2-6的烃类和/或二氧化碳。
11.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，所述抽提塔的压力范围为3-20MPa，塔顶温度为30-250℃。
12.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)中，所述溶剂回收塔的压力范围为3-20MPa，温度范围为50-300℃。
13.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(3)中，所述轻油汽提塔的压力范围为0.1-3MPa，温度范围为100-300℃，所述蒸汽和溶剂的冷却温度为0-100℃。
14.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(3)中，以重量计，所述蒸汽汽提所用的蒸汽进料量是含溶剂的轻油进料量的0.1-5倍。
15.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(3)中，所述蒸汽汽提所用的蒸汽为水相循环产生的蒸汽。
16.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(4)中，所述抽余相溶剂分离塔的压力范围为3-20MPa，温度范围为100-300℃。
17.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(5)中，所述重油汽提塔的压力范围为0.1-3MPa，温度范围为100-300℃，所述蒸汽和溶剂的冷却温度为0-100℃。
18.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(5)中，以重量计，所述蒸汽汽提所用的蒸汽进料量是重油进料量的0.1-5倍。
19.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(5)中，所述蒸汽汽提所用的蒸汽为水相循环产生的蒸汽。
20.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(5)中，还包括通过重油进料口加入步骤(3)中所得轻油与重油混合，以重量计，所述轻油的进料量是重油的进料量的0.05-0.1倍。
21.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(6)中，所述抽出相加热塔和抽余相加热塔的热源为回收溶剂一和回收溶剂三在降低温度过程中放出的热量。
22.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(6)中，所述溶剂罐中的溶剂还包括补充的新鲜溶剂。
23.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，所述抽余相、重油、沥青选用螺杆泵进行输送。
24.根据权利要求23所述的方法，其特征在于，所述螺杆泵与抽余相、重油、沥青连接的管路保持温度为100-300℃。
25.根据权利要求4-11中任意一项所述的方法，其特征在于，还包括向所述抽提塔、抽余相加热塔、抽余相溶剂分离塔和重油汽提塔的底部和它们之间的连接管路中加入步骤(3)中所得轻油，以重量计，所述轻油的进料量是高粘度油的进料量的0.01-0.05倍。
CN201811243892.2A 2018-10-24 2018-10-24 减粘的系统及方法 Active CN111088063B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811243892.2A CN111088063B (zh) 2018-10-24 2018-10-24 减粘的系统及方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811243892.2A CN111088063B (zh) 2018-10-24 2018-10-24 减粘的系统及方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111088063A CN111088063A (zh) 2020-05-01
CN111088063B true CN111088063B (zh) 2021-08-03

Family

ID=70391644

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811243892.2A Active CN111088063B (zh) 2018-10-24 2018-10-24 减粘的系统及方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111088063B (zh)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1884150A (zh) * 2006-06-23 2006-12-27 华南理工大学 单塔加压汽提处理煤气化废水的方法及其装置
CN102653686A (zh) * 2011-03-03 2012-09-05 中国石油化工股份有限公司 一种芳烃橡胶油的制备方法
CN103305259A (zh) * 2012-03-16 2013-09-18 中国石油化工股份有限公司 一种降低乙烯装置急冷油黏度的方法
CN104449827A (zh) * 2013-09-13 2015-03-25 中国石油化工股份有限公司 一种降低乙烯装置急冷油粘度的系统及方法
CN105586069A (zh) * 2014-10-22 2016-05-18 中国石油化工股份有限公司 一种溶剂抽提方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1884150A (zh) * 2006-06-23 2006-12-27 华南理工大学 单塔加压汽提处理煤气化废水的方法及其装置
CN102653686A (zh) * 2011-03-03 2012-09-05 中国石油化工股份有限公司 一种芳烃橡胶油的制备方法
CN103305259A (zh) * 2012-03-16 2013-09-18 中国石油化工股份有限公司 一种降低乙烯装置急冷油黏度的方法
CN104449827A (zh) * 2013-09-13 2015-03-25 中国石油化工股份有限公司 一种降低乙烯装置急冷油粘度的系统及方法
CN105586069A (zh) * 2014-10-22 2016-05-18 中国石油化工股份有限公司 一种溶剂抽提方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111088063A (zh) 2020-05-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5514118B2 (ja) 高温加圧水及び回収流体により全原油を品質改良する方法
CN107177373B (zh) 一种超临界渣油和/或催化油浆处理系统及处理方法
CN106244248B (zh) 一种焦炉煤气冷却-余热回收装置及工艺
CN111088062B (zh) 减粘的系统及方法
CN113801690B (zh) 一种利用超临界水与溶剂抽提重油的处理方法
CN103484159B (zh) 一种煤焦油悬浮床加氢裂化装置优化进料的配套工艺方法
CN105294891A (zh) 一种pvc生产中蒸汽汽提残留vcm的方法
CN111088063B (zh) 减粘的系统及方法
CN111088060B (zh) 减粘的系统及方法
CN111088061B (zh) 减粘的系统及方法
CN107445426A (zh) 一种油泥砂资源化处理系统及工艺
CN110624273A (zh) 一种提高超临界co2萃取油泥萃取率的方法以及系统
CN213357468U (zh) 一种重油超临界萃取梯级分离处理系统
CN213085890U (zh) 一种重油超临界萃取多级平行分离处理系统
CN215427377U (zh) 具有卫星式塔釜的减压精馏塔
CN108003912B (zh) 一种热放空冷却系统及方法
CN105567292B (zh) 一种降低乙烯装置能耗的方法
CN114426860A (zh) 一种重油超临界萃取分离方法和装置
KR101584564B1 (ko) Sda공정을 이용한 중질유분의 경질화 시스템 및 경질화 방법
CN206375858U (zh) 劣质重油的溶剂脱沥青工艺装置
CN220724051U (zh) 一种石油常减压蒸馏装置
CN108611118B (zh) 一种延迟焦化工艺方法及系统
CN104961620B (zh) 一种处理苯加氢聚合物的方法
CN105387348B (zh) 二氧化碳驱双气—双液分离转油工艺
CA2847770C (en) Processes for treating reservoir fluid comprising material produced from a hydrocarbon containing reservoir

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant