RU2482161C1 - Oil refining method - Google Patents
Oil refining method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2482161C1 RU2482161C1 RU2011154063/04A RU2011154063A RU2482161C1 RU 2482161 C1 RU2482161 C1 RU 2482161C1 RU 2011154063/04 A RU2011154063/04 A RU 2011154063/04A RU 2011154063 A RU2011154063 A RU 2011154063A RU 2482161 C1 RU2482161 C1 RU 2482161C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- methane
- heated
- separator
- agent
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к перегонке нефти, и может быть использовано для разделения ее на фракции.The invention relates to the refining industry, namely to the distillation of oil, and can be used to separate it into fractions.
Известен способ перегонки нефти однократным испарением, при котором исходную нефть нагревают до заданной температуры, например до 370-385°C, и подают в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. Паровую фазу отбирают с верха сепаратора, конденсируют в конденсаторе-холодильнике и отводят в приемник отгона, а с низа сепаратора непрерывно отводят жидкий остаток однократного испарения [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.64-67].A known method of distillation of oil by single evaporation, in which the source oil is heated to a predetermined temperature, for example to 370-385 ° C, and fed into an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. The vapor phase is taken from the top of the separator, condensed in a condenser-cooler and taken to the distillation receiver, and the liquid residue of a single evaporation is continuously taken from the bottom of the separator [“Refinery Handbook”: Handbook / Ed. G.A. Lastovkina, E.D. Radchenko and M.G. Rudin. - L .: Chemistry, 1986. P.64-67].
Недостатком способа является необходимость ограничения температуры нагрева вследствие деструкции (крекинга) компонентов нефти при превышении порога термостабильности, который для различных нефтей находится в интервале 370-385°C. [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.66, 68-69], а также [«Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.: Под ред. Е.И. Судакова, - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. С.236-237].The disadvantage of this method is the need to limit the heating temperature due to the destruction (cracking) of oil components when exceeding the thermal stability threshold, which for different oils is in the range of 370-385 ° C. ["Refinery Handbook": Handbook / Ed. G.A. Lastovkina, E.D. Radchenko and M.G. Rudin. - L .: Chemistry, 1986. P.66, 68-69], as well as ["Calculations of the main processes and apparatuses of oil refining: Handbook Rabinovich G. G., Ryabykh P. M., Khokhryakov P. A. et al .: Ed. E.I. Sudakova, - 3rd ed., Rev. and add. - M .: Chemistry, 1979. S.236-237].
Деструкция компонентов нефти при перегонке ухудшает качество нефтепродуктов, а именно повышает их йодное число, снижает вязкость, температуру вспышки и стабильность к окислению.The degradation of oil components during distillation degrades the quality of oil products, namely, increases their iodine number, reduces viscosity, flash point and oxidation stability.
Наиболее близким к заявляемому является способ перегонки нефти, при котором исходную нефть нагревают до заданной температуры и подают в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. Паровую фазу отбирают с верха сепаратора, конденсируют и отводят в приемник отгона, а с низа сепаратора отводят жидкий остаток перегонки. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти подают нагретый водяной пар с температурой 380-420°C и давлением 2,0-3,0 МПа [«Справочник нефтепереработчика»: Справочник / Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. С.66-69].Closest to the claimed is a method of distillation of oil, in which the source oil is heated to a predetermined temperature and fed to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. The vapor phase is taken from the top of the separator, condensed and taken to the distillation receiver, and the liquid distillation residue is removed from the bottom of the separator. Heated water vapor with a temperature of 380-420 ° C and a pressure of 2.0-3.0 MPa is fed into the bottom of the separator as an agent to reduce the temperature of oil distillation [“Refinery Handbook”: Handbook / Ed. G.A. Lastovkina, E.D. Radchenko and M.G. Rudin. - L .: Chemistry, 1986. P.66-69].
Недостатками способа являются необходимость применения в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти водяного пара, получение которого требует больших затрат электроэнергии, а именно применения мощных котельных установок, систем подготовки высокоочищенной воды, большого расхода топлива. При применении водяного пара также возможно возникновение опасности конденсации пара, а следовательно, и гидроударов.The disadvantages of the method are the necessity of using water vapor as an agent to lower the temperature of oil distillation, the production of which requires high energy costs, namely the use of powerful boiler plants, highly purified water treatment systems, and high fuel consumption. When using water vapor, it is also possible that there is a risk of condensation of the steam, and consequently, of water hammer.
Технический результат - сокращение энергозатрат на подготовку агента для снижения температуры перегонки нефти.The technical result is a reduction in energy consumption for the preparation of an agent to reduce the temperature of oil distillation.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе перегонки нефти путем предварительного нагрева до заданной температуры с последующим разделением в адиабатическом сепараторе на паровую и жидкую фазы и подачей нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, особенностью является то, что в качестве агента используют нагретый до 380-400°C метансодержащий углеводородный газ (МУГ), содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс. на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который нагревают до заданной температуры и возвращают в процесс.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method of distillation of oil by preheating to a predetermined temperature, followed by separation in an adiabatic separator into vapor and liquid phases and supplying a heated agent to the bottom of the separator to reduce the distillation temperature, a feature is that they use heated to 380-400 ° C methane-containing hydrocarbon gas (MUG) containing 90-95 mol%. methane in an amount of 0.5-3.0% of the mass. oil at a pressure of 0.5-0.6 MPa, emit a vapor phase containing low-boiling oil components and methane-containing hydrocarbon gas, condense it, separate the methane-containing hydrocarbon gas, which is heated to a predetermined temperature and returned to the process.
Использование МУГ в качестве агента для снижения температуры перегонки обеспечивает сокращение энергозатрат на подготовку агента перед подачей в низ сепаратора за счет более низкой теплоемкости МУГ (теплоемкость воды 4,2 кДж/кг·град, теплота парообразования для воды 2250 кДж/кг, теплоемкость МУГ 2,3-3,6 кДж/кг·град), что приводит к меньшему потреблению тепла на нагрев агента и, соответственно, к снижению энергозатрат в 2,5-3 раза за счет более низкой теплоемкости предлагаемого агента.The use of MUG as an agent to reduce the distillation temperature reduces the energy consumption for preparing the agent before being fed to the bottom of the separator due to the lower heat capacity of the MUG (heat capacity of water 4.2 kJ / kg · deg, heat of vaporization for water 2250 kJ / kg, heat capacity of MUG 2 , 3-3.6 kJ / kg · deg), which leads to lower heat consumption for heating the agent and, accordingly, to reduce energy consumption by 2.5-3 times due to the lower heat capacity of the proposed agent.
Кроме того, использование МУГ в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти позволит проводить процесс перегонки нефти при более низкой температуре за счет снижения парциального давления компонентов нефти, что, в свою очередь, приводит к снижению их температуры кипения. Вследствие снижения температуры уменьшается степень деструкции компонентов нефти, которая характеризуется йодным числом низкокипящих компонентов (НКК) нефти.In addition, the use of MUG as an agent to lower the temperature of oil distillation will allow the process of distillation of oil at a lower temperature by reducing the partial pressure of oil components, which, in turn, leads to a decrease in their boiling point. Due to a decrease in temperature, the degree of degradation of oil components decreases, which is characterized by the iodine number of low boiling oil components (NCC).
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Исходную нефть предварительно нагревают до заданной температуры, затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы с подачей предварительно нагретого агента в низ сепаратора для снижения температуры перегонки, в качестве которого используют нагретый до 380-400°C метансодержащий углеводородный газ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5-3,0% масс. на нефть при давлении 0,5-0,6 МПа, выделяют паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и метансодержащий углеводородный газ, затем конденсируют ее, отделяют метансодержащий углеводородный газ, который подогревают до заданной температуры и возвращают в процесс.The initial oil is preheated to a predetermined temperature, then sent to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases with the supply of a preheated agent to the bottom of the separator to reduce the distillation temperature, which is used as a methane-containing hydrocarbon gas heated to 90-400 ° C, containing 90 -95 mol% methane in an amount of 0.5-3.0% of the mass. for oil at a pressure of 0.5-0.6 MPa, a vapor phase containing low-boiling oil components and a methane-containing hydrocarbon gas is isolated, then it is condensed, the methane-containing hydrocarbon gas is separated, which is heated to a predetermined temperature and returned to the process.
Пример 1 (по прототипу).Example 1 (prototype).
Нефть Северо-Хоседаюского месторождения с плотностью 875,5 кг/м3 нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C водяной пар при давлении 3,0 МПа в количестве 3% масс. на нефть. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и водяной пар. Паровую фазу охлаждают, затем низкокипящие компоненты нефти и водяной пар конденсируют, отделяют конденсат водяного пара, который направляют на очистку для дальнейшего использования при выработке водяного пара. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 3,8 г йода / 100 г.Oil of the North-Khosedayu field with a density of 875.5 kg / m 3 is heated to 385 ° C, and then sent to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. In the bottom of the separator as an agent to reduce the distillation temperature serves pre-heated to 400 ° C water vapor at a pressure of 3.0 MPa in an amount of 3% of the mass. for oil. A vapor phase containing low-boiling oil components and water vapor is taken from the top of the separator. The vapor phase is cooled, then the low-boiling oil components and water vapor are condensed, condensed water vapor is separated, which is sent for purification for further use in the production of water vapor. The yield of low boiling oil components that have passed into the vapor phase is 38.2% of the mass. for oil, the NCC iodine number is 3.8 g of iodine / 100 g.
Пример 2.Example 2
Нефть Северо-Хоседаюского месторождения с плотностью 875,5 кг/м3 нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 3% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 40,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,53 г йода / 100 г.Oil of the North-Khosedayu field with a density of 875.5 kg / m 3 is heated to 385 ° C, and then sent to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. In the bottom of the separator as an agent to reduce the temperature of distillation serves preheated to 400 ° C MUG containing 90-95 mol%. methane in an amount of 3% of the mass. for oil at a pressure of 0.5 MPa. From the top of the separator, a vapor phase is selected containing low-boiling oil and MUG components. The vapor phase is condensed, the MUG is separated, it is heated to 400 ° C, then returned to the process. The output of low-boiling oil components that have passed into the vapor phase is 40.2% of the mass. for oil, the NCC iodine number is 0.53 g of iodine / 100 g.
Пример 3.Example 3
Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 385°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,3% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,62 г йода / 100 г.Analogously to example 2, the original oil is heated to 385 ° C, and then sent to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. In the bottom of the separator as an agent to reduce the temperature of distillation serves preheated to 400 ° C MUG containing 90-95 mol%. methane in an amount of 0.5% of the mass. oil at a pressure of 0.5 MPa. From the top of the separator, a vapor phase is selected containing low-boiling oil and MUG components. The vapor phase is condensed, the MUG is separated, it is heated to 400 ° C, then returned to the process. The output of low-boiling oil components that have passed into the vapor phase is 38.3% of the mass. for oil, the iodine number of the NCC is 0.62 g of iodine / 100 g.
Пример 4.Example 4
Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 360°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 380°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 3% масс. на нефть при давлении 0,6 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 380°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 38,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,53 г йода / 100 г.Analogously to example 2, the original oil is heated to 360 ° C, and then sent to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. In the bottom of the separator as an agent to reduce the temperature of distillation serves preheated to 380 ° C MUG containing 90-95 mol%. methane in an amount of 3% of the mass. oil at a pressure of 0.6 MPa. From the top of the separator, a vapor phase is selected containing low-boiling oil and MUG components. The vapor phase is condensed, the MUG is separated, it is heated to 380 ° C, then returned to the process. The yield of low boiling oil components that have passed into the vapor phase is 38.2% of the mass. for oil, the iodine number of NCC - 0.53 g of iodine / 100 g.
Пример 5.Example 5
Аналогично примеру 2 исходную нефть нагревают до 360°C, а затем направляют в адиабатический сепаратор для разделения на паровую и жидкую фазы. В низ сепаратора в качестве агента для снижения температуры перегонки подают предварительно нагретый до 400°C МУГ, содержащий 90-95% мол. метана в количестве 0,5% масс. на нефть при давлении 0,5 МПа. С верха сепаратора отбирают паровую фазу, содержащую низкокипящие компоненты нефти и МУГ. Паровую фазу конденсируют, отделяют МУГ, нагревают его до 400°C, затем возвращают в процесс. Выход низкокипящих компонентов нефти, перешедших в паровую фазу, составляет 37,2% масс. на нефть, йодное число НКК - 0,51 г йода / 100 г.Analogously to example 2, the original oil is heated to 360 ° C, and then sent to an adiabatic separator for separation into vapor and liquid phases. In the bottom of the separator as an agent to reduce the temperature of distillation serves preheated to 400 ° C MUG containing 90-95 mol%. methane in an amount of 0.5% of the mass. oil at a pressure of 0.5 MPa. From the top of the separator, a vapor phase is selected containing low-boiling oil and MUG components. The vapor phase is condensed, the MUG is separated, it is heated to 400 ° C, then returned to the process. The output of low-boiling oil components that have passed into the vapor phase is 37.2% of the mass. for oil, iodine number of NCC - 0.51 g of iodine / 100 g.
Результаты сведены в таблицу.The results are tabulated.
Из таблицы следует, что использование в качестве агента для снижения температуры перегонки нефти МУГ позволяет снизить степень деструкции компонентов нефти, которая характеризуется йодным числом низкокипящих компонентов нефти.From the table it follows that the use as an agent to reduce the temperature of the distillation of oil MUG can reduce the degree of destruction of oil components, which is characterized by the iodine number of low boiling oil components.
Предлагаемый способ может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности, в частности для перегонки нефти.The proposed method may find application in the oil refining industry, in particular for the distillation of oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154063/04A RU2482161C1 (en) | 2011-12-28 | 2011-12-28 | Oil refining method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154063/04A RU2482161C1 (en) | 2011-12-28 | 2011-12-28 | Oil refining method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2482161C1 true RU2482161C1 (en) | 2013-05-20 |
Family
ID=48789844
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011154063/04A RU2482161C1 (en) | 2011-12-28 | 2011-12-28 | Oil refining method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2482161C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2556006C1 (en) * | 2014-01-10 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет" | Gas mixture separation method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118980C1 (en) * | 1996-09-27 | 1998-09-20 | Кооператив "Техпрогресс" | Petroleum and petroleum product rectification process |
| RU2125077C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-01-20 | Кооператив "Техпрогресс" | Petroleum processing method |
| US6413378B1 (en) * | 1998-04-07 | 2002-07-02 | Nippon Zeon Co., Ltd. | Apparatus for separation and purification of saturated hydrocarbon and method for separation and purification |
| RU2191800C2 (en) * | 2000-01-05 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Интербизнеспроект" | Method of primary distillation of hydrocarbon raw material (gas condensate and oil) |
| EP0938529B1 (en) * | 1997-08-18 | 2004-11-03 | BP Corporation North America Inc. | Sulfur removal by catalytic distillation |
-
2011
- 2011-12-28 RU RU2011154063/04A patent/RU2482161C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118980C1 (en) * | 1996-09-27 | 1998-09-20 | Кооператив "Техпрогресс" | Petroleum and petroleum product rectification process |
| RU2125077C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-01-20 | Кооператив "Техпрогресс" | Petroleum processing method |
| EP0938529B1 (en) * | 1997-08-18 | 2004-11-03 | BP Corporation North America Inc. | Sulfur removal by catalytic distillation |
| US6413378B1 (en) * | 1998-04-07 | 2002-07-02 | Nippon Zeon Co., Ltd. | Apparatus for separation and purification of saturated hydrocarbon and method for separation and purification |
| RU2191800C2 (en) * | 2000-01-05 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Интербизнеспроект" | Method of primary distillation of hydrocarbon raw material (gas condensate and oil) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Справочник нефтепереработчика. / Под. ред. Ластовкина Г.А., Радченко Е.Д., Рудина М.Г. - Л.: Химия, 1986, 648 с., с.66-69. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2556006C1 (en) * | 2014-01-10 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет" | Gas mixture separation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10011753B2 (en) | Azeotropic or azeotrope-like composition and process for producing 2,3,3,3-tetrafluoropropene | |
| KR102247145B1 (en) | Methods for purifying 5-(halomethyl)furfural | |
| JP2020500248A5 (en) | ||
| NO20110101A1 (en) | Process for separating an olefin from paraffin in a product stream from a dehydrogenation system | |
| TWI716189B (en) | Process for recovering acetonitrile from acrylonitrile waste streams | |
| EA028973B1 (en) | Method for processing magnesium chloride solutions | |
| TW201206877A (en) | Isolation of acrylic acid by means of a distillation column having a side offtake | |
| KR20120083295A (en) | Methods and apparatuses for steam addition to a reboiler coupled to an extractive distillation column for improved extractive distillation | |
| BR112016001427B1 (en) | propylene oxide separation system and method | |
| JP7104030B2 (en) | Processes and systems for producing hydrocarbon vapors | |
| RU2482161C1 (en) | Oil refining method | |
| CN109844068B (en) | Method and system for hydrocarbon steam cracking | |
| ES2797542T3 (en) | Production of ethanol products | |
| NO123579B (en) | ||
| KR20180094937A (en) | Method for purifying methyl methacrylate | |
| JP6153535B2 (en) | Process for preparing a steam-purified crude C4 fraction using a selective solvent as a feed stream for an extractive distillation process | |
| RU2579919C1 (en) | Method of producing rectified alcohol | |
| RU2014140327A (en) | METHOD AND INSTALLATION FOR PRODUCING SOLID PRODUCT | |
| RU2491981C1 (en) | Method for cleaning diethanolamine solution of admixtures | |
| CN111373020B (en) | Method and system for obtaining polymerizable aromatic compounds | |
| RU2563280C1 (en) | Method of production of anisotropic oil fibre-forming coal tar | |
| KR101291651B1 (en) | Method for preparing isobutene and 1 butene and Device therefor | |
| US20150183696A1 (en) | Naphthalene-Depleted Fluids | |
| RU2009147321A (en) | METHOD FOR REMOVING SECONDARY HYDROGEN SULFUR FROM HEAVY OIL PRODUCTS | |
| RU2548038C1 (en) | Oil refining method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141229 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20170317 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181229 |