RU2553734C1 - Oil treatment method - Google Patents

Oil treatment method Download PDF

Info

Publication number
RU2553734C1
RU2553734C1 RU2014140411/03A RU2014140411A RU2553734C1 RU 2553734 C1 RU2553734 C1 RU 2553734C1 RU 2014140411/03 A RU2014140411/03 A RU 2014140411/03A RU 2014140411 A RU2014140411 A RU 2014140411A RU 2553734 C1 RU2553734 C1 RU 2553734C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
ngl
oil
heat exchanger
bflh
light hydrocarbons
Prior art date
Application number
RU2014140411/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Миргазиян Закиевич Тазиев
Айрат Рафкатович Рахманов
Александр Владимирович Лебедев
Виталий Анатольевич Девляшов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
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 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2014140411/03A priority Critical patent/RU2553734C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2553734C1 publication Critical patent/RU2553734C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: oil treatment method includes oil separation into fractions in the rectification tower, extraction of natural gas liquids (NGL), cooling of NGL up to temperature sufficient for condensation, delivery of condensed NGL to buffer-separating container, pumping out of a part of NGL to the top part of the rectification tower and excessive part to the warehouse. NGL vapours are taken from the top of the rectification tower, NGL vapours are cooled down in heat exchanger until liquid-gas mixture is formed, then the liquid-gas mixture is cooled in the other heat exchanger, further the liquid-gas mixture is cooled down in air cooler until NGL are transferred to liquid state, thereafter NGL are subject to separation in reflux tank and in centrifugal vertical gas separator, wherein from NGL water and light hydrocarbon gases are separated.
EFFECT: increased output of NGL due to reduced losses at pre-treatment.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).The invention relates to the oil industry and may find application in the preparation of oil in the oil field with the release of a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH).

Известен способ переработки нефти путем нагрева и разделения во фракционирующей колонне при давлении 0,005-0,25 МПа с получением стабильной нефти и с верха колонны низкокипящих фракций при подаче на верх колонны части охлажденной стабильной нефти, последующего компремирования низкокипящих фракций и подачи их вниз неполной ректификационной колонны с разделением при давлении 0,8-1,2 МПа на остаточную фракцию и паровую фазу, отводимую с верха колонны с последующей конденсацией ее с получением газа и конденсата, содержащего ШФЛУ. Для повышения выхода ШФЛУ газ и конденсат направляют самотеком на разделение в середину фракционирующего абсорбера, остаточную фракцию направляют в шлем фракционирующего абсорбера, полученную при этом с первой тарелки над зоной питания промежуточную фракцию смешивают с исходным сырьем и с низа фракционирующего абсорбера отводят широкую фракцию легких углеводородов (патент РФ №1372922, опубл. 2000.02.20).There is a method of oil refining by heating and separation in a fractionating column at a pressure of 0.005-0.25 MPa to obtain stable oil and from the top of the column of low boiling fractions when a portion of the cooled stable oil is fed to the top of the column, followed by compression of the low boiling fractions and their downward flow of an incomplete distillation column with separation at a pressure of 0.8-1.2 MPa into the residual fraction and the vapor phase discharged from the top of the column, followed by its condensation to produce gas and condensate containing NGL. To increase the yield of NGL, gas and condensate are directed by gravity to separation in the middle of the fractionating absorber, the residual fraction is sent to the helmet of the fractionating absorber, the intermediate fraction obtained from the first plate above the supply zone is mixed with the feedstock, and a wide fraction of light hydrocarbons is removed from the bottom of the fractionating absorber ( RF patent No. 1372922, publ. 2000.02.20).

Известный способ не предусматривает рекуперацию тепловой энергии конденсируемых продуктов с целью нагрева технологических жидкостей в виде нефти и тех. пресной воды и не позволяет отбирать из нефти потенциально возможное количество ШФЛУ.The known method does not provide for the recovery of thermal energy of condensed products in order to heat process fluids in the form of oil and those. fresh water and does not allow the selection of oil from the potential amount of NGL.

Известен способ стабилизации нефти на установке комплексной подготовки нефти (В.П. Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: Фен, 2002 г., с. 253-256 - прототип). При подготовке нефти проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование ШФЛУ, возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад. Установка для разделения нефти включает насосы, теплообменники, отстойник обессоливания-обезвоживания, печь, ректификационную колонну, холодильники водяного охлаждения, сепаратор широкой фракции легких углеводородов, емкость для сбора конденсата паровой фазы, сепаратор нефти. В цикле получения ШФЛУ участвуют ректификационная колонна, холодильник водяного охлаждения, сепаратор ШФЛУ, насос и трубопроводы. Массовая доля отобранной ШФЛУ составляет до 3,5% массы обессоленной нефти, что составляет не более 80% от потенциально возможного.There is a method of stabilizing oil at the complex oil treatment unit (VP Tronov. Gas separation and reduction of oil losses. Kazan: Fen, 2002, pp. 253-256 - prototype). In the preparation of oil, oil is separated into fractions in a distillation column, volatile compounds are cooled in a heat exchanger, BFLH separation, the return of BFLH to the upper part of the distillation column, and the rest of the unit are sent to the warehouse. An oil separation unit includes pumps, heat exchangers, a desalination-dewatering sump, an oven, a distillation column, water-cooled refrigerators, a separator for a wide fraction of light hydrocarbons, a vapor phase condensate collecting tank, and an oil separator. A distillation column, a water-cooled refrigerator, a BFFL separator, a pump and pipelines are involved in the cycle of producing BFLH. The mass fraction of selected BFLH is up to 3.5% of the mass of desalted oil, which is not more than 80% of the potential.

Недостатком известного способа является недостаточно высокий выход ШФЛУ из нефти.The disadvantage of this method is not a high yield of BFLH from oil.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад, согласно изобретению пары летучих соединений охлаждают в теплообменнике до температуры, достаточной для конденсации углеводородов С6+выше и воды при установившемся давлении в теплообменнике, а перед сепарированием пары ШФЛУ с составом C2-C5, сконденсировавшиеся компоненты С6+выше и воду направляют в конденсатосборник, где отделяют жидкую фазу и осаждают на дно конденсатосборника, со дна конденсатосборника отводят воду для повторного использования в технологических целях, выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С6+выше для дальнейшего охлаждения в теплообменниках и накопления в буферно-сепарационной емкости, часть жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну, а ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительный теплообменник, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации углеводородов C2-C5. (Патент 2393347, кл. Е21В 43/34, опубл. 27.06.2010).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of oil preparation, including the separation of oil into fractions in a distillation column, cooling volatile compounds in a heat exchanger, separating a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH), returning a part of BFLH to the top of the distillation column and directing the rest to the warehouse, according to the invention, the pairs of volatile compounds are cooled in a heat exchanger to a temperature sufficient to condense C 6 + hydrocarbons above and water when installed pressure in the heat exchanger, and before separation of the BFLH vapor with the composition C 2 -C 5 , the condensed components C 6 + above and water are sent to the condensate collector, where the liquid phase is separated and precipitated to the bottom of the condensate collector, water is removed from the bottom of the condensate collector for reuse in technological For purposes above, liquid C 6 + hydrocarbons are removed from a level above the water layer for further cooling in heat exchangers and accumulated in a buffer-separation tank, a portion of liquid C 6 + hydrocarbons above is sent to consumers, the rest The bulk part is fed into the oil flow entering the distillation column, and the NGL from the condensate collector is sent to an additional heat exchanger, where they are cooled to a temperature sufficient to condense C 2 -C 5 hydrocarbons. (Patent 2393347, CL ЕВВ 43/34, publ. 06/27/2010).

Недостатком способа является одностадийность охлаждения ШФЛУ, приводящая к неполному переходу паров ШФЛУ в жидкое состояние и потере части ШФЛУ при дальнейшей подготовке.The disadvantage of this method is the one-stage cooling of BFLH, which leads to an incomplete transition of BFLH vapor to a liquid state and the loss of a part of BFLH during further preparation.

В предложенном изобретении решается задача повышения выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке.The proposed invention solves the problem of increasing the yield of NGL by reducing losses in preparation.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение ШФЛУ, охлаждение ШФЛУ до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшуюся ШФЛУ в буферно-сепарационную емкость, откачку части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад, согласно изобретению, пары ШФЛУ отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары ШФЛУ в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем охлаждают в другом теплообменнике газожидкостную смесь, потом газожидкостную смесь охлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода ШФЛУ в жидкое состояние, после чего ШФЛУ подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от ШФЛУ отделяют воду и легкие углеводородные газы.The problem is solved in that in the method of oil preparation, including the separation of oil into fractions in the distillation column, the allocation of BFLH, cooling BFLH to a temperature sufficient for condensation, the direction of the condensed BFLH to the buffer separation tank, pumping part of BFLH to the top of the distillation column and excess parts to the warehouse, according to the invention, the vapor of BFLH is removed from the top of the distillation column, the vapor of BFLH in the heat exchanger is cooled to form a gas-liquid mixture, then it is cooled in another heat exchange The gas-liquid mixture is then cooled, then the gas-liquid mixture is cooled in an air-cooling apparatus until the BFLH becomes liquid, after which the BFLF is separated in a reflux tank and in a centrifugal vertical gas separator, where water and light hydrocarbon gases are separated from the BFLH.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В известных способах получения ШФЛУ летучие соединения из верха ректификационной колонны с температурой 110-120°С направляют в теплообменник, охлаждают, направляют в конденсатосборник, разделяют на фракции, пары ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительные теплообменники, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость, из которой ШФЛУ откачивают насосом на бензосклад. Выделение ШФЛУ происходит в конденсатосборнике, а охлаждение до перехода в жидкое состояние осуществляют за один цикл в одном теплообменнике. При таком охлаждении часть паров ШФЛУ не успевает перейти в жидкое состояние и неизбежно теряется в буферно-сепарационной емкости и трубопроводах. В предложенном изобретении решается задача повышения выхода ШФЛУ за счет увеличения степени конденсации углеводородов из паров ШФЛУ. Задача решается посредством установки подготовки нефти, представленной на фиг. 1.In known methods for producing BFLH, volatile compounds from the top of a distillation column with a temperature of 110-120 ° C are sent to a heat exchanger, cooled, sent to a condensate collector, separated into fractions, and BFLH pairs from a condensate collector are sent to additional heat exchangers, where they are cooled to a temperature sufficient for condensation . Next, the condensed BFLH is sent to a buffer separation tank, from which the BFLH is pumped to a gas depot with a pump. The selection of BFLH takes place in a condensate collector, and cooling to a liquid state is carried out in one cycle in one heat exchanger. With this cooling, some of the NGL vapor does not have time to become liquid and is inevitably lost in the buffer-separation tank and pipelines. The proposed invention solves the problem of increasing the yield of NGL by increasing the degree of condensation of hydrocarbons from NGL vapor. The problem is solved by means of the oil treatment unit shown in FIG. one.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - узел учета сырой нефти, 2 - теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть», 3 - теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ», 4 - блок обезвоживания-обессоливания нефти, 5 - насос обезвоженной и обессоленной нефти, 6 - теплообменник «обезвоженная и обессоленная нефть - стабильная нефть», 7 - печь нагрева нефти, 8 - ректификационная колонна стабилизации нефти, 9 - теплообменник рекуперации тепла паров дистиллята нефти, 10 - теплообменник «пресная вода - ШФЛУ», 11 - аппарат воздушного охлаждения ШФЛУ, 12 - узел учета стабильной нефти, 13 - рефлюксная емкость, 14 - насос перекачки ШФЛУ, 15 - склад хранения ШФЛУ, 16 - блок сепарации и хранения дистиллята, 17 - насос перекачки пресной воды, 18 - центробежный вертикальный газоотделитель, ……… - пресная техническая вода,

Figure 00000001
- нефть,
Figure 00000002
- ШФЛУ,
Figure 00000003
- дистиллят,
Figure 00000004
- несконденсировавшиеся углеводороды.In FIG. 1 the following designations are adopted: 1 - crude oil metering unit, 2 - crude oil-stable oil heat exchanger, 3 - crude oil-BFLH heat exchanger, 4 - oil dehydration-desalination unit, 5 - dehydrated and desalted oil pump, 6 - heat exchanger "dehydrated and desalted oil - stable oil", 7 - oil heating furnace, 8 - distillation column for oil stabilization, 9 - heat recovery heat exchanger vapor of oil distillate, 10 - fresh water heat exchanger - ShFLU, 11 - ShFLU air cooling apparatus 12 - metering station for stable oil, 13 - reflux capacity, 14 - ShFLU transfer pump, 15 - ShFLU storage warehouse, 16 - distillate separation and storage unit, 17 - fresh water transfer pump, 18 - centrifugal vertical gas separator, ……… - fresh process water,
Figure 00000001
- oil
Figure 00000002
- NGL,
Figure 00000003
- distillate,
Figure 00000004
- non-condensing hydrocarbons.

Установка подготовки нефти работает следующим образом.Installation of oil preparation works as follows.

Сырая нефть поступает на узел учета нефти 1 и далее в теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть» 2, в котором за счет теплообмена со стабильной нефтью подогревается. Далее сырая нефть поступает в теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ» 3, где за счет теплообмена с ШФЛУ, поступающей с ректификационной колонны стабилизации нефти 8, нагревается, а ШФЛУ охлаждается. Затем сырая нефть поступает в блок обезвоживания-обессоливания нефти 4, затем перекачивается насосом 5 в теплообменник «обессоленная нефть - стабильная нефть» 6, где нагревается, затем в печь нагрева нефти 7, где дополнительно нагревается и затем поступает в ректификационную колонну стабилизации нефти 8. В колонне сырая нефть разделяется на фракции, в результате чего образуется стабильная нефть. Затем стабильная нефть последовательно охлаждается в теплообменниках 6 и после учета на узле учета нефти 12 поступает в товарный парк.Crude oil is supplied to the oil metering unit 1 and then to the “crude oil - stable oil” 2 heat exchanger, in which it is heated by heat exchange with stable oil. Next, crude oil enters the heat exchanger "crude oil - BFLH" 3, where due to heat exchange with BFLH coming from the distillation column stabilization of oil 8, is heated, and BFLH is cooled. Then the crude oil enters the oil dehydration-desalination unit 4, then is pumped by pump 5 to the desalted oil-stable oil heat exchanger 6, where it is heated, then to the oil heating furnace 7, where it is additionally heated and then fed to the oil stabilization rectification column 8. In the column, crude oil is divided into fractions, resulting in the formation of stable oil. Then the stable oil is sequentially cooled in heat exchangers 6 and after accounting at the oil metering unit 12, it enters the fleet.

ШФЛУ поступает с верха ректификационной колонны 8 в теплообменник 3, охлаждается до образования газожидкостной смеси и поступает для дальнейшего охлаждения в теплообменник «пресная вода - ШФЛУ» 10, где газожидкостная смесь ШФЛУ охлаждается, нагревая пресную воду, поступающую из системы централизованного водоснабжения. Далее ШФЛУ поступает в аппараты воздушного охлаждения 11, оснащенные системой автоматического регулирования скорости вращения вентилятора для доохлаждения до температуры не выше 30°С, т.е. до перехода ШФЛУ в жидкое состояние. Затем ШФЛУ подвергают сепарации с отделением воды в рефлюксной емкости 13, и в центробежном вертикальном газоотделителе 18, где от ШФЛУ отделяют легкие углеводородные газы. Подготовленную таким образом ШФЛУ насосом перекачки ШФЛУ 14 направляют на склад хранения ШФЛУ 15.BFLH enters from the top of distillation column 8 into the heat exchanger 3, is cooled to form a gas-liquid mixture and goes for further cooling to the fresh water-BFLH heat exchanger 10, where the BFLH gas-liquid mixture is cooled by heating fresh water coming from the centralized water supply system. Next, BFLH enters the air-cooling apparatus 11 equipped with a system for automatically controlling the fan speed for after-cooling to a temperature not exceeding 30 ° С, i.e. before the transition of BFLH to a liquid state. Then NGL is subjected to separation with separation of water in the reflux tank 13, and in a centrifugal vertical gas separator 18, where light hydrocarbon gases are separated from the NGL. Thus prepared BFLH by the transfer pump of BFLU 14 is sent to the storage location of BFLH 15.

Из ректификационной колонны 8 в теплообменник 9 поступает дистиллят. Пресная вода, нагретая в теплообменнике 10, перекачивается насосом 17 и поступает в теплообменник 9, где нагревается за счет теплообмена с парами дистиллята. Дистиллят, охлажденный до температуры конденсации углеводородных компонентов С5+выше, составляющей 45-50°С, поступает в блок сепарации и хранения 16.From the distillation column 8, distillate enters the heat exchanger 9. Fresh water heated in the heat exchanger 10 is pumped by the pump 17 and enters the heat exchanger 9, where it is heated by heat exchange with distillate vapor. The distillate, cooled to a condensation temperature of hydrocarbon components C 5 + above , comprising 45-50 ° C, enters the separation and storage unit 16.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Сырая нефть с расходом Q=400-700 м3/час, температурой Т=6-25°С, плотностью 855-865 кг/м3, обводненностью от 0,5 до 5% поступает с резервуарного парка на установку контроля и подготовки нефти (фиг. 1), где после учета на узле учета нефти 1 поступает в теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть» 2, в котором за счет теплообмена со стабильной нефтью нагревается до температуры 35-60°С. Далее сырая нефть поступает в теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ» 3, где за счет теплообмена с ШФЛУ с расходом Q=15-20 т/час, температурой Т=80-110°С, поступающей с ректификационной колонны стабилизации нефти 8, нагревается на 6-10°С, а ШФЛУ охлаждается до температуры 50-70°С. Затем сырая нефть поступает в блок обезвоживания-обессоливания нефти 4, затем перекачивается насосом 5 в теплообменник «обессоленная нефть - стабильная нефть» 6, где нагревается до 100-130°С, затем в печь нагрева нефти 7, где нагревается до температуры 130-180°С, далее нефть поступает в ректификационную колонну стабилизации нефти 8. Затем стабильная нефть последовательно поступает в теплообменники 6 и 2, охлаждаясь за счет теплообмена с сырой нефтью до температуры 25-35°С, далее после учета на узле учета нефти 12 поступает в товарный парк.Crude oil with a flow rate of Q = 400-700 m 3 / h, temperature T = 6-25 ° C, density 855-865 kg / m 3 , water cut from 0.5 to 5% comes from the tank farm to the oil control and treatment unit (Fig. 1), where after accounting at the metering unit, oil 1 enters the heat exchanger “crude oil - stable oil” 2, in which it is heated to a temperature of 35-60 ° C due to heat exchange with stable oil. Then the crude oil enters the heat exchanger “crude oil - BFLH” 3, where due to heat exchange with BFLH with a flow rate of Q = 15-20 t / h, temperature T = 80-110 ° C, coming from the distillation column of oil stabilization 8, is heated to 6-10 ° C, and NGL is cooled to a temperature of 50-70 ° C. Then the crude oil enters the oil dehydration-desalination unit 4, then is pumped by pump 5 to the desalted oil-stable oil heat exchanger 6, where it is heated to 100-130 ° C, then to the oil heating furnace 7, where it is heated to a temperature of 130-180 ° С, then oil enters the distillation column of oil stabilization 8. Then stable oil is sequentially fed to heat exchangers 6 and 2, cooled by heat exchange with crude oil to a temperature of 25-35 ° С, then after accounting at the metering station, oil 12 enters the commodity the park.

Охлажденная до 50-70°С ШФЛУ после теплообменника 3 поступает для дальнейшего охлаждения в теплообменник «пресная вода - ШФЛУ» 10, где охлаждается до температуры 15-45°С, нагревая пресную воду, поступающую из системы централизованного водоснабжения, до температуры 15-40°С. Далее ШФЛУ поступает в аппараты воздушного охлаждения 11, оснащенные системой автоматического регулирования скорости вращения вентилятора для доохлаждения до температуры не выше 30°С. Затем ШФЛУ подвергают сепарации с отделением воды в рефлюксной емкости 13, и в центробежном вертикальном газоотделителе 18, где от ШФЛУ отделяют легкие углеводородные газы. Подготовленную таким образом ШФЛУ насосом перекачки ШФЛУ 14 направляют на склад хранения ШФЛУ 15.Cooled to 50-70 ° C, BFLH after heat exchanger 3 is fed for further cooling to the "fresh water - BFLH" 10 heat exchanger, where it is cooled to a temperature of 15-45 ° C, heating fresh water coming from the centralized water supply system to a temperature of 15-40 ° C. Next, BFLH enters the air-cooling apparatus 11, equipped with a system for automatically controlling the speed of rotation of the fan for after-cooling to a temperature not exceeding 30 ° C. Then NGL is subjected to separation with separation of water in the reflux tank 13, and in a centrifugal vertical gas separator 18, where light hydrocarbon gases are separated from the NGL. Thus prepared BFLH by the transfer pump of BFLU 14 is sent to the storage location of BFLH 15.

Пресная вода, нагретая в теплообменнике 10, поступает в теплообменник 9, где за счет теплообмена с парами дистиллята, имеющего расход Q=2 т/час и температуру Т=120°С, нагревается до температуры 30-60°С. Дистиллят, охлажденный до температуры конденсации углеводородных компонентов С5+выше, составляющей 45-50°С, поступает в блок сепарации и хранения 16.Fresh water heated in the heat exchanger 10 enters the heat exchanger 9, where due to heat exchange with vapors of the distillate having a flow rate of Q = 2 t / h and a temperature of T = 120 ° C, it is heated to a temperature of 30-60 ° C. The distillate, cooled to a condensation temperature of hydrocarbon components C 5 + above , comprising 45-50 ° C, enters the separation and storage unit 16.

В результате удается повысить выход ШФЛУ на 5% и довести его до 99% от потенциально возможного.As a result, it is possible to increase the yield of NGL by 5% and bring it to 99% of the potential.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the yield of BFLH by reducing losses during preparation.

Claims (1)

Способ подготовки нефти, включающий разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение широкой фракции легких углеводородов, охлаждение широкой фракции легких углеводородов до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшейся широкой фракции легких углеводородов в буферно-сепарационную емкость, откачку части широкой фракции легких углеводородов в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад, отличающийся тем, что пары широкой фракции легких углеводородов отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары широкой фракции легких углеводородов в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем газожидкостную смесь охлаждают в другом теплообменнике, затем газожидкостную смесь доохлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода широкой фракции легких углеводородов в жидкое состояние, после чего широкую фракцию легких углеводородов подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от широкой фракции легких углеводородов отделяют воду и легкие углеводородные газы. A method for preparing oil, including dividing the oil into fractions in a distillation column, isolating a wide fraction of light hydrocarbons, cooling a wide fraction of light hydrocarbons to a temperature sufficient for condensation, directing the condensed wide fraction of light hydrocarbons to a buffer separation tank, pumping part of a wide fraction of light hydrocarbons into the upper part of the distillation column and the excess part to the warehouse, characterized in that the vapors of a wide fraction of light hydrocarbons are taken from the top and distillation columns, cool the vapors of a wide fraction of light hydrocarbons in a heat exchanger to form a gas-liquid mixture, then cool the gas-liquid mixture in another heat exchanger, then cool the gas-liquid mixture in an air-cooling apparatus until a wide fraction of light hydrocarbons becomes liquid, and then expose a wide fraction of light hydrocarbons separation in a reflux tank and in a centrifugal vertical gas separator, where water and water are separated from a wide fraction of light hydrocarbons Soft hydrocarbon gases.
RU2014140411/03A 2014-10-07 2014-10-07 Oil treatment method RU2553734C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014140411/03A RU2553734C1 (en) 2014-10-07 2014-10-07 Oil treatment method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014140411/03A RU2553734C1 (en) 2014-10-07 2014-10-07 Oil treatment method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2553734C1 true RU2553734C1 (en) 2015-06-20

Family

ID=53433745

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014140411/03A RU2553734C1 (en) 2014-10-07 2014-10-07 Oil treatment method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2553734C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614452C1 (en) * 2016-03-11 2017-03-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Distillate production method
US11725152B2 (en) 2021-06-02 2023-08-15 Maze Environmental Llc System and method of reducing emissions and increasing swell in an oil conditioning process

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU800531A1 (en) * 1976-12-21 1981-01-30 Всесоюзный Научно-Исследователь-Ский И Проектный Институт По Пере-Работке Газа Oil gas processing method
US5645692A (en) * 1993-07-30 1997-07-08 Elf Aquitaine Production Process for the stabilization of crude oils at the outlet of the extraction well and device for implementation thereof
SU1372922A1 (en) * 1986-03-03 2000-02-20 Уфимский Нефтяной Институт METHOD FOR PROCESSING OIL
RU2194739C1 (en) * 2001-08-09 2002-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" Hydrocarbon mixture stabilization plant
RU2393347C1 (en) * 2009-09-07 2010-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil treatment method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU800531A1 (en) * 1976-12-21 1981-01-30 Всесоюзный Научно-Исследователь-Ский И Проектный Институт По Пере-Работке Газа Oil gas processing method
SU1372922A1 (en) * 1986-03-03 2000-02-20 Уфимский Нефтяной Институт METHOD FOR PROCESSING OIL
US5645692A (en) * 1993-07-30 1997-07-08 Elf Aquitaine Production Process for the stabilization of crude oils at the outlet of the extraction well and device for implementation thereof
RU2194739C1 (en) * 2001-08-09 2002-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" Hydrocarbon mixture stabilization plant
RU2393347C1 (en) * 2009-09-07 2010-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil treatment method

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614452C1 (en) * 2016-03-11 2017-03-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Distillate production method
US11725152B2 (en) 2021-06-02 2023-08-15 Maze Environmental Llc System and method of reducing emissions and increasing swell in an oil conditioning process

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2638846C2 (en) Separation processes using columns with partition walls
RU2707295C2 (en) Absorption/distillation method in single-column structure
CN108138053A (en) The delayed coking unit of combined heat and power
RU2553734C1 (en) Oil treatment method
CN103484154B (en) Condensed water stripping stabilization of crude oil method and special purpose device thereof
RU2493898C1 (en) Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end
US2273412A (en) Method of recovering hydrocarbons
US9714388B1 (en) Method for recycling liquid waste
UA102510U (en) METHOD OF SLOW COOKING OF OIL RESIDUES
US2781293A (en) Absorption recovery of hydrocarbons
RU2393347C1 (en) Oil treatment method
CN207079195U (en) A kind of new tar distillation device
US2725337A (en) Heater
RU2525910C1 (en) Oil refining
NO179398B (en) Procedure for fractionation of oil and gas in drains from petroleum deposits
RU2560491C1 (en) High-viscosity oil treatment method
US2168683A (en) Absorption process
RU2614452C1 (en) Distillate production method
RU2658826C1 (en) Motor fuel production method and installation
RU2525909C1 (en) Oil refining
CN107760356A (en) Based on the technique for improving petroleum refining fractionating efficiency
RU2548038C1 (en) Oil refining method
RU2800096C1 (en) Method for stabilizing gas condensate
RU2443669C1 (en) Method of producing propane from ethane-propane fraction or hydrocarbon fractions and processing hydrocarbon material (hydrocarbon fractions)
RU2537176C1 (en) Hydrocarbon fractions stabilisation method

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171008