RU2681314C1 - Система обработки конденсата - Google Patents
Система обработки конденсата Download PDFInfo
- Publication number
- RU2681314C1 RU2681314C1 RU2018110056A RU2018110056A RU2681314C1 RU 2681314 C1 RU2681314 C1 RU 2681314C1 RU 2018110056 A RU2018110056 A RU 2018110056A RU 2018110056 A RU2018110056 A RU 2018110056A RU 2681314 C1 RU2681314 C1 RU 2681314C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fraction
- condensate
- column
- heavy
- fractionation unit
- Prior art date
Links
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 30
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 33
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 8
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 30
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 7
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 7
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 208000036574 Behavioural and psychiatric symptoms of dementia Diseases 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003296 Ni-Mo Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including at least two different refining steps in the absence of hydrogen
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
Изобретение относится к обработке природного газового конденсата. Изобретение касается системы обработки конденсата, который единовременно подвергается гидродесульфурации посредством установки гидроочистки. Затем конденсат подается в колонну предварительного испарения и разделяется на газовый компонент, содержащий СНГ (сжижений нефтяной газ) и фракцию легкого лигроина, и тяжелую фракцию, то есть жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина. Тяжелый компонент подается в основную фракционирующую установку, расположенную ниже по потоку, и фракционируется на фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива, или дополнительно на остаток. Дополнительно, газовый компонент фракционируется на СНГ и жидкий лигроин в дебутанизаторе. Технический результат – эффективное снижение энергопотребления системы. 5 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к системе производства продукта сжиженного нефтяного газа (СНГ), легкого лигроина, тяжелого лигроина, керосина, дизельного топлива или тому подобного посредством обработки конденсата.
Уровень техники
Когда производится природный газ, часть газообразной фазы сжижается посредством понижения давления и понижения температуры, чтобы обеспечить легкий жидкий углеводород. Этот углеводород представляет собой природный ресурс, который называется природным газовым конденсатом или конденсатной нефтью и имеет особенность, заключающуюся в содержании большего количества легкой фракции и меньшего количества тяжелой фракции по сравнению с сырой нефтью. Соответственно, углеводород рассматривается, как источник химического сырья и энергии. Этот углеводород здесь просто именуется «конденсатом».
Когда конденсат фракционируется на фракции и десульфурация выполняется для каждого фракционирования, как процедура для гидроочистки (десульфурации) конденсата, требуется установка десульфурации для каждого продукта, в результате чего стоимость монтажа и эксплуатационнык расходы повышаются.
Для того, чтобы решить вышеупомянутые проблемы, в Патентном Документе 1 раскрыто следующее: конденсат подвергается гидродесульфурации единовременно; десульфурированный конденсат перегоняется и разделяется посредством атмосферной перегонной установки, чтобы извлечь СНГ, фракцию лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива; и фракция лигроина разделяется на легкий лигроин и тяжелый лигроин в разделителе лигроина. Дополнительно, в Патентом Документе 2, раскрыта технология гидродесульурации конденсата единовременно и аналогичного фракционирования конденсата в атмосферной фракционирующей установке.
Как описано выше, конденсат представляет собой полезный ресурс, и технология извлечения каждого продукта из конденсата хорошо известна. Однако, имеются требования для дополнительного понижения стоимости монтажа оборудования для обработки конденсата, то есть системы производства жидких нефтепродуктов и для дополнительного понижения энергопотребления для работы.
Документы предшествущего уровня техники
Патентный Документ 1: JP-A-2007-238832
Патентный Документ 2: JP-A-2010-111778
Сущность изобретения
Проблемы, которые должно решить изобретение
Настоящее изобретение создано при таких обстоятельствах и обеспечивает систему, способную сдерживать энергопотребление для работы при производстве СНГ, легкого лигроина, тяжелого лигроина, керосина, дизельного топлива и тому подобного посредством обработки конденсата.
Средство для решения проблем
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, предусмотрена система для обработки конденсата, включающая:
установку десульфурации, скомпонованную, чтобы гидродесульфурировать конденсат;
колонну предварительного испарения, скомпонованную, чтобы получать конденсат, гидрдесульфурированный посредством установки десульфурации, и фракционировать конденсат на газовый компонент, содержащий сжиженный нефтяной газ и фракцию легкого лигроина, и жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина;
ребойлер, скомпонованный, чтобы нагревать жидкий компонент в нижней части колонны предварительного испарения;
нагреватель, скомпонованный, чтобы нагревать жидкий компонент, извлекаемый из нижней части колонны предварительного испарения до температуры выше, чем температура ребойлера; и
основную фракционирующую установку, скомпонованную, чтобы фракционировать жидкий компонент, нагретый посредством нагревателя на по меньшей мере фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива.
Преимущества изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, конденсат гидродесульфурируется единовременно и затем подается в колонну предварительного испарения, чтобы извлечь СНГ и фракцию легкого лигроина и фракцию тяжелого лигроина, и тяжелая фракция, содержащая фракцию тяжелого лигроина, подается в основную фракционирующую установку, расположенную ниже по потоку, чтобы быть фракционированной на фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива, или дополнительно на остаток. Конденсат содержит большое количество легкого компонента, и легкий компонент разделяется в колонне предварительного испарения. Следовательно, рабочее давление в основной фракционирующей установке может быть понижено. Вдобавок, количество сырья, подаваемого в основную фракционирующую установку, является небольшим. Таким образом, величина расхода топлива в нагревателе, расположенном выше по потоку основной фракционирующей установки, сдерживается, и система может работать с небольшой энергией. Дополнительно, когда система может работать с небольшой энергией, размеры нагревателя и охладителя могут быть уменьшены, в результате чего стоимость монтажа может быть сдержана.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет собой блок-схему для иллюстрации всей конфигурации системы обработки конденсата в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.2 представляет собой блок-схему для иллюстрации всей конфигурации системы обработки конденсата в соответствии с настоящим изобретением, используемую для расчета энергопотребления для работы.
Фиг.3 представляет собой блок-схему для иллюстрации всей конфигурации системы обработки конденсата в соответствии со сравнительным примером, используемую для расчета энергопотребления для работы.
Способ осуществления изобретения
Система обработки конденсата по настоящему изобретению включает реактор 1, служащий, как установка гидроочистки (установка десульфурации), скомпонованная, чтобы десульфурировать конденсатную нефть сразу перед тем, как конденсат фракционируется. В реакторе 1, например, расположено множество слоев катализатора, каждый из которых образован для того, чтобы осуществить катализатор гидрирования на носителе. Как катализатор гидрирования, может быть использован катализатор на основе Co-Mo, катализатор на основе Ni-Mo, катализатор на основе Ni-Co-Mo или тому подобные, но настоящее изобретение этим не ограничено. Подающий трубопровод служит, как трубопровод, образующий нагнетательный трубопровод, соединен с верхней частью реактора 1, и нагревательная печь 10, служащая, как нагреватель, расположена на подающем трубопроводе 1а. Конденсат смешивается с газообразным водородом, например, выше по потоку нагревательной печи 10 и нагревается, например, до от 250°С до 370°С посредством нагревательной печи 10, чтобы быть подан в реактор 1 выше реакционной колонны 1. Когда конденсат проходит через слои катализатора вместе с газообразным водородом, сера, содержащаяся в конденсате, превращается в сероводород посредством реакции гидрирования. Давление в реакторе 1 установлено, например, от 4,0 МПа маном. до 7,0 МПа маном.
Выпускной трубопровод 1b, образованный из трубопровода, образующего нагнетательный трубопровод, который скомпонован, чтобы извлекать конденсат в реакторе 1 и подавать конденсат в колонну 2 предварительного испарения, расположенную ниже по потоку, соединен с нижней частью реактора 1. Сторона ниже по потоку выпускного трубопровода 1b соединена, например, с центральной частью колонны 2 предварительного испарения, которая представляет собой часть между верхом колонны и нижней частью той колонны. Извлекающий трубопровод 2а, скомпонованный, чтобы извлекать жидкий компонент, соединен с нижней частью колонны 2 предварительного испарения. Насос 21 и нагревательная печь 3, служащая, как нагреватель, соединены с серединой извлекающего трубопровода 2а, и ниже по потоку и извлекающий трубопровод 2а соединен с основной фракционирующей установкой 4.
Дополнительно, ответвленный трубопровод 2b ответвляется от стороны ниже по потоку насоса 21 в извлекающий трубопровод 2а, и ребойлер 22 расположен в середине ответвленного трубопровода 2b, и сторона ниже по потоку ответвленного трубопровода 2b соединена с нижней частью колонны 2 предварительного испарения. То есть, часть извлекающего трубопровода 2а и ответвленный трубопровод 2b образуют циркуляционный трубопровод для возврата жидкого компонента, накопленного в нижней части колонны 2 предварительного испарения, в нижнюю часть колонны. Температура нагревания в ребойлере 22 установлена, например, от 200°С до 300°С.
Конденсат, подаваемый в колонну 2 предварительного испарения, фракционируется на легкую фракцию, то есть газовый компонент, содержащий СНГ и фракцию легкого лигроина, и жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина, посредством нагревания ребойлера 22 под давлением. Конденсат содержит, например, 30% или более легкого лигроина, и, следовательно, количество тяжелой фракции, извлекаемой из нижней части колонны, является меньшим, чем, например, 70% конденсата, подаваемого в колонну 2 предварительного испарения.
Тяжелая фракция, извлекаемая из нижней части колонны 2 предварительного испарения, нагревается до температуры выше, чем температура нагревания ребойлера 22, например, от 250°С до 350°С посредством нагревательной печи 3, служащей, как нагреватель.
Основная фракционирующая установка 4 представляет собой атмосферную фракционирующую установку, образованную, например, из перегонной колонны, и извлекающий трубопровод 2а соединен, например, с позицией на нижней стороне самой нижней тарелки.
В случае общей очистки сырой нефти легкая фракция в остатке удаляется посредством отгонки паром в нижней части колонны, чтобы предотвратить повышение температуры на выходе нагревательной печи, расположенной выше по потоку, избыточно, и соединительная часть подающего трубопровода установлена так, чтобы сырье могло быть подано, например, от четвертой до десятой тарелки фракционирующей установки. В отличие от этого, в этом варианте осуществления, сырье представляет собой конденсат, и, следовательно, сырье является легким. Дополнительно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 является низким. Следовательно, температура на выходе нагревательной печи 3 не повышается до предписанной величины (например, 375°С), даже когда пар отгонки не вводится, и технические характеристики температуры вспышки остатка удовлетворяются. Следовательно, сторона ниже по потоку извлекающего трубопровода 2а, то есть подающая часть подающего трубопровода сырья, если смотреть от основной фракционирующей установки 4, расположена на нижней стороне самой нижней тарелки.
Основная фракционирующая установка 4 работает при давлении, например, от 0 МПа маном. до 0,2 МПа маном. Жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина, которая извлечена из нижней части колонны 2 предварительного испарения, фракционируется в основной фракционирующей установке 4. Фракция тяжелого лигроина извлекается из извлекающего трубопровода соединяется с верхом колонны основной фракционирующей установки 4, и фракция керосина и фракция дизельного топлива, соответственно, извлекаются из извлекающих трубопроводов 4b и 4с, соединенных с боковой стеновой частью колонны. Дополнительно, тяжелая фракция, которая представляет собой остаток, извлекается из извлекающего трубопровода 4d, соединенного с нижней частью колонны. Содержание остатка в конденсате является значительно небольшим, например, 10 массовых % или менее, и, следовательно, извлекающий трубопровод 4d может не быть использован, то есть остаток может не быть фракционирован и отделен в зависимости от конденсата, используемого как сырье.
В то же время, легкая фракция, которая представляет собой газовый компонент, содержащий СНГ и фракцию легкого лигроина, извлекается из извлекающего трубопровода 2с, соединенного с верхом колонны 2 предварительного испарения. Теплообменник 51 расположен на извлекающем трубопроводе 2с, и дебутанизатор 5 соединен с концом ниже по потоку извлекающего трубопровода 2с. Извлекающий трубопровод 5а для извлечения фракции жидкого лигроина, которая представляет собой жидкий компонент, соединен с нижней частью колонны дебутанизатора 5, и ответвленный трубопровод 5b ответвляется от середины извлекющего трубопровода 5а. Ребойлер В3, скомпонованный, чтобы осуществлять нагревание паром, расположен на ответвленном трубопроводе 5b и нагревает нижнюю часть колонны до, например, от 120°С до 220°С.
В дебутанизаторе 5 конденсат фракционируется на СНГ, который представляет собой газовый компонент, и фракцию легкого лигроина, которая представляет собой жидкий компонент, посредством нагревания ребойлера В3. Таким образом, СНГ извлекается из извлекающего трубопровода 5с, соединенного с верхом колонны дебутанизатора 5, и фракция легкого лигроина извлекается из извлекающего трубопровода 5а, соединенного с нижней частью колонны. Часть жидкого компонента в нижней части колонны циркулирует через ответвленный трубопровод 5b из извлекающего трубопровода 5а, и часть извлекающего трубопровода 5а и ответвленный трубопровод 5b образуют циркуляционный трубопровод. Фракция легкого лигроина, извлекаемая в извлекающий трубопровод 5а, подвергается теплообмену с жидким компонентом, извлекаемым с верха колонны 2 предварительного испарения, посредством теплообменника 51, чтобы быть охлажденной.
В вышеупомянутом варианте осуществления, конденсат десульфурируется единовременно посредством установки гидроочистки (реактор 1). Полученный в результате конденсат затем разделяется на легкую фракцию и тяжелую фракцию в колонне 2 предварительного испарения, и тяжелая фракция подается в основную фракционирующую установку 4. Конденсат содержит большое количество легкой фракции, и легкая фракция удаляется в колонну 2 предварительного испарения перед тем, как конденсат будет подан в основную фракционирующую установку 4. Следовательно, выработка отходящего газа сдерживается, и рабочее давление понижается в основной фракционирующей установке 4. Как описано выше, количество сырья, подаваемого в основную фракционирующую установку 2, является небольшим, и, следовательно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 может быть понижено. Следовательно, количество топлива, используемого в нагревательной печи 3, может быть понижено.
Дополнительно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 может быть понижено, и, следовательно, здесь может быть сдержано энергопотребление для работы каждого из ребойлера и отпарной колонны, расположенных по отдельности от извлекающего трубопровода 4b для фракции керосина и по отдельности от извлекающего трубопровода 4с для фракции дизельного топлива, которые соединены с боковой стенкой основной фракционирующей установки 4, и конденсатора и охладителя, расположенных на орошающем трубопроводе. Устройства, как например, отпарная колонна, описанные здесь, не показаны на Фиг.1. Дополнительно, рабочее давление в основной фракционирующей установке 4 является низким, и, следовательно, высокая характеристика разделения может быть получена в основной фракционирующей установке 4.
Жидкий компонент, из которого фракция тяжелого лигроина отделяется в колонне 2 предварительного испарения (СНГ и фракция легкого лигроина), подается в дебутанизатор 5 с результатом, что количество энергопотребления, как например пар в ребойлере В3 дебутанизатора 4, понижается, и нет необходимости обеспечивать отпарную колонну лигроина ниже по потоку дебутанизатора 5.
Таким образом, в системе в соответствии с вышеуказанным вариантом осуществления по сравнению с Патентными Документами 1 и 2, описанными выше, в то время как требуется оборудование, как например, колонна 2 предварительного испарения, энергопотребление для работы всей установки понижается, как понятно из Примера, описанного позднее. Дополнительно, энергопотребление для работы понижается, и, следовательно, размеры нагревательной печи и охладителя уменьшаются. Вдобавок, нет необходимости обеспечить разделитель лигроина. Следовательно, стоимость монтажа может быть сдержана. Соответственно, система по настоящему изобретению представляет собой в высшей степени эффективную систему для производства нефтяного продукта посредством использования конденсата, как сырья.
Примеры
Для того, чтобы проверить, что система обработки конденсата по настоящему изобретению (в дальнейшем упоминаемая, как «система по настоящему изобретению») является более превосходной, чем технологии обработки конденсата, описанные в Патентных Документах 1 и 2, описанных выше (в дальнейшем упоминаемая, как «сравнительная система»), энергопотребление для работы было рассчитано по отношению к каждой из системы по настоящему изобретению и сравнительной системы. Системы, используемые для расчета, иллюстрированы на Фиг.2 и 3.
Система по настоящему изобретению
Фиг.2 представляет собой иллюстрацию системы по настоящему изобретению, и система иллюстрирована более подробно по сравнению с Фиг.1. Элементы, соответствующие тем на Фиг.1, обозначены теми же ссылочными символами, как и те здесь. Конденсатор А1 расположен на извлекающем трубопроводе 2с, соединенном с верхом колонны 2 предварительного испарения, и конденсатор А2 расположен на извлекающем трубопроводе 4а, соединенном с верхом колонны основной фракционирующей установки 4. Охладитель А3 расположен в орошающем трубопроводе у верха колонны, охладитель А4 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции керосина и охладитель А5 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции дизельного топлива. Конденсатор А6 расположен на извлекающем трубопроводе 5с, соединенным с верхом колонны дебутанизатора 5.
Отпарная колонна 41 расположена на извлекающем трубопроводе 4b для фракции керосина для извлечения фракции керосина из основной фракционирующей установки 4, и ребойлер В1 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 41. Отпарная колонна 42 расположена на извлекающем трубопроводе 4с для фракции дизельного топлива для извлечения фракции дизельного топлива из основной фракционирующей установки 4, и ребойлер В2 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 42.
Были определены энергопотребление для нагревания и энергопотребление для охлаждения, что потребовались для каждого из колонны 2 предварительного испарения, основной фракционирующей установки 4 и дебутанизатора 5, когда каждый продукт был получен посредством подачи конденсата, который был десульфурирован единовременно, в колонну 2 предварительного испарения при 100000 BPSD посредством использования системы, иллюстрированной на Фиг.2. Результаты расчета энергопотребления для работы показаны в Таблице 1 после описания сравнительной системы, которая приведена позднее.
В колонне 2 предварительного испарения энергопотребление для работы, требуемое для нагревания, соответствует энергопотреблению для работы ребойлера 22, и энергопотребление для работы, требуемой для охлаждения, соответствует энергопотреблению для работы конденсатора А1. В основной фракционирующей установке энергопотребление для работы, требуемое для нагревания, соответствует энергопотреблению, требуемому для работы нагревательной печи 3 и ребойлеров В1 и В2, и энергопотребление для работы, требуемое для охлаждения, соответствует энергопотреблению для работы конденсатора А2 и охладителей от А3 до А5. В дебутанизаторе 4 энергопотребление для работы, требуемое для нагревания, соответствует энергопотреблению для работы ребойлера В3, и энергопотребление для работы, требуемое для охлаждения, соответствует энергопотреблению для работы конденсатора А6.
Сравнительная система
Как иллюстрировано на Фиг.3, сравнительная система скомпонована, чтобы нагревать конденсат, который был десульфурирован единоременно, посредством нагревателя 101, и подавать конденсат в основную фракционирующую установку 102, служащую, как атмосферная фракционирующая установка, чтобы посредством этого фракционировать конденсат на каждую фракцию. Газовый компонент, полученный с верха колонны основной фракционирующей установки 102, фракционируется на СНГ и фракцию лигроина в дебутанизаторе 105, расположенном ниже по потоку, и фракция лигроина фракционируется на фракцию легкого лигроина и фракцию тяжелого лигроина посредством разделителя 106 лигроина.
Конденсатор С1 расположен на извлекающем трубопроводе, соединенном с верхом колонны основной фракционирующей установки 102, охладитель С2 расположен в орошающем трубопроводе у верха колонны, охладитель С3 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции керосина и охладитель С4 расположен в орошающем трубопроводе в диапазоне извлечения фракции дизельного топлива. Конденсатор С5 расположен на извлекающем трубопроводе, соединенном с верхом колонны дебутанизатора 105, и конденсатор С6 расположен на извлекающем трубопроводе, соединенном с верхом колонны разделителя 106 лигроина.
Отпарная колонна 103 расположена на извлекающем трубопроводе для фракции керосина для извлечения фракции керосина из основной фракционирующей установки 102, и ребойлер D1 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 103. Отпарная колонна 103 расположена на извлекающем трубопроводе для фракции дизельного топлива для извлечения фракции дизельного топлива из основной фракционирующей установки 102, и ребойлер D2 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части отпарной колонны 104. Ребойлер D3 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части дебутанизатора 105, и ребойлер D4 расположен в циркуляционном трубопроводе у нижней части разделителя 106 лигроина.
Были определены энергопотребление для нагревания и энергопотребление для охлаждения, когда потребовались в каждом из основной фракционирующей установки 102, дебутанизатора 105 и разделителя 106 лигроина, когда каждый продукт был получен посредством подачи конденсата, который был десульфурирован единовременно, в основную фракционирующую установку 102 при 100000 BPSD посредством использования системы, показанной на Фиг.3. Результаты расчета энергопотребления для работы показаны в Таблице 1, которая описана позднее.
В разделителе 106 лигроина энергопотребление для работы, требуемой для нагревания, соответствует энергопотреблению для работы ребойлера D4, и энергопотребление для работы, требуемой для охлаждения, соответствует энергопотреблению, требуемому для работы конденсатора С6.
Результаты расчета энергопотребления для работы
Результаты расчета энергопотребления для работы системы по настоящему изобретению и результаты расчета энергопотребления для работы сравнительной системы показаны в Таблице 1.
Таблица 1
| Система по настоящему изобретению | Сравнительная система | ||||
| Оборудование | Нагревание/охлаждение | Энергопотребление для работы | Оборудование | Нагревание/Охлаждение | Энергопотребление для работы |
| Колонна предварительного испарения | Нагревание | 27,9 МВт | |||
| Охлаждение | -33,0 МВт | ||||
| Основная фракционирующая установка | Нагревание | 43,0 МВт | Основная фракционирующая установка | Нагревание | 91,7 МВт |
| Охлаждение | -60,9 МВт | Охлаждение | -107,0 МВт | ||
| Дебутанизатор | Нагревание | 11,3 МВт | Дебутанизатор | Нагревание | 18,6 МВт |
| Охлаждение | -8,9 МВт | Охлаждение | -7,7 МВт | ||
| Разделитель лигроина | Нагревание | 20,2 МВт | |||
| Охлаждение | -21,4 МВт | ||||
| Итог | Нагревание | 82,1 МВт | Итог | Нагревание | 130,5 МВт |
| Охлаждение | -102,9 МВт | Охлаждение | -136,1 МВт | ||
Как понятно из результатов в Таблице 1, в системе по настоящему изобретению энергия, требуемая для нагревания, может быть понижена примерно на 37% по сравнению с энергией в сравнительной системе, и энергия, требуемая для охлаждения, может быть понижена примерно на 25% по сравнению с энергией в сравнительной системе. Таким образом, понятно, что настоящее изобретение показывает эффект значительного понижения энергопотребления для работы по сравнению с системой по предшествующему уровню техники, которая десульфурирует единовременно конденсат и затем фракционирует конденсат в основной фракционирующей установке.
Claims (13)
1. Система обработки конденсата, содержащая:
установку десульфурации, скомпонованную, чтобы гидродесульфурировать конденсат;
колонну предварительного испарения, выполненную с возможностью приема конденсата, гидродесульфурированного посредством установки десульфурации, и фракционирования конденсата на газовый компонент, содержащий сжиженный нефтяной газ и фракцию легкого лигроина, и жидкий компонент, содержащий фракцию тяжелого лигроина и тяжелую фракцию, имеющую точку кипения выше, чем точка кипения фракции тяжелого лигроина;
ребойлер, выполненный с возможностью нагревания жидкого компонента в нижней части колонны предварительного испарения;
нагреватель, выполненный с возможностью нагревания жидкого компонента, извлекаемого из нижней части колонны предварительного испарения, до температуры выше, чем температура ребойлера; и
основную фракционирующую установку, выполненную с возможностью фракционирования жидкого компонента, нагретого посредством нагревателя, на по меньшей мере фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина и фракцию дизельного топлива.
2. Система обработки конденсата по п.1, в которой основная фракционирующая установка выполнена с возможностью фракционирования жидкого компонента на фракцию тяжелого лигроина, фракцию керосина, фракцию дизельного топлива и остаток.
3. Система обработки конденсата по п.1, в которой ребойлер имеет температуру от 200°С до 300°С.
4. Система обработки конденсата по п.1, в которой нагреватель имеет температуру нагревания от 250°С до 350°С.
5. Система обработки конденсата по п.1,
в которой основная фракционирующая установка содержит перегонную колонну, и
причем жидкий компонент подается в основную фракционирующую установку в положении на нижней стороне самой нижней тарелки.
6. Система обработки конденсата по п.1, дополнительно содержащая фракционирующую установку, выполненную с возможностью фракционирования газового компонента, извлекаемого из колонны предварительного испарения, на сжиженный нефтяной газ и фракцию легкого лигроина.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2016-040436 | 2016-03-02 | ||
| JP2016040436 | 2016-03-02 | ||
| PCT/JP2016/063876 WO2017149790A1 (ja) | 2016-03-02 | 2016-05-10 | コンデンセートの処理システム |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2681314C1 true RU2681314C1 (ru) | 2019-03-06 |
Family
ID=59742662
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018110056A RU2681314C1 (ru) | 2016-03-02 | 2016-05-10 | Система обработки конденсата |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| MY (1) | MY163237A (ru) |
| RU (1) | RU2681314C1 (ru) |
| WO (1) | WO2017149790A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108949232B (zh) * | 2018-07-26 | 2019-03-15 | 江苏金橡塑新材料有限公司 | 一种渣蜡处理系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007238832A (ja) * | 2006-03-10 | 2007-09-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 天然ガスコンデンセートの処理方法及び処理システム |
| JP2008280451A (ja) * | 2007-05-11 | 2008-11-20 | Japan Energy Corp | 炭化水素油の精製方法 |
| JP2010111778A (ja) * | 2008-11-06 | 2010-05-20 | Japan Energy Corp | 精製炭化水素油の製造方法 |
| RU2543719C2 (ru) * | 2009-07-15 | 2015-03-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ конверсии углеводородного сырья |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH11181447A (ja) * | 1997-10-14 | 1999-07-06 | Taiyo Engineering Kk | 炭化水素油中の水銀の除去方法 |
-
2016
- 2016-05-10 WO PCT/JP2016/063876 patent/WO2017149790A1/ja active Application Filing
- 2016-05-10 RU RU2018110056A patent/RU2681314C1/ru active
- 2016-05-10 MY MYPI2017700788A patent/MY163237A/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007238832A (ja) * | 2006-03-10 | 2007-09-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 天然ガスコンデンセートの処理方法及び処理システム |
| JP2008280451A (ja) * | 2007-05-11 | 2008-11-20 | Japan Energy Corp | 炭化水素油の精製方法 |
| JP2010111778A (ja) * | 2008-11-06 | 2010-05-20 | Japan Energy Corp | 精製炭化水素油の製造方法 |
| RU2543719C2 (ru) * | 2009-07-15 | 2015-03-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ конверсии углеводородного сырья |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2017149790A1 (ja) | 2017-09-08 |
| MY163237A (en) | 2017-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2662814C2 (ru) | Усовершенствованное извлечение водорода | |
| CN203602562U (zh) | 一种煤焦油加氢系统 | |
| KR20040055814A (ko) | 정류 스트립핑에 의하여 중간 분류물을 포함하는 탄화수소공급원료를 수소화처리하는 2-단계 방법 | |
| US9127209B2 (en) | Process and apparatus for recovering hydroprocessed hydrocarbons with stripper columns | |
| CN111479904B (zh) | 用于汽提浆液加氢裂化的产物的方法和设备 | |
| US10653975B2 (en) | Network of dividing-wall columns in complex processing units | |
| RU2681314C1 (ru) | Система обработки конденсата | |
| US20140262946A1 (en) | Process and apparatus for recovering hydroprocessed hydrocarbons with single product fractionation column | |
| CN103450933B (zh) | 一种柴油加氢改质组合方法 | |
| US20160160130A1 (en) | Integrated Vacuum Distillate Recovery Process | |
| US9079118B2 (en) | Process and apparatus for recovering hydroprocessed hydrocarbons with stripper columns | |
| RU2619931C2 (ru) | Способ получения газойлевой фракции | |
| CN107619680B (zh) | 一种柴油加氢装置石脑油直供重整装置的系统及工艺 | |
| JP6026714B1 (ja) | コンデンセートの処理システム | |
| CN104611005B (zh) | 一种增产焦化柴油的工艺方法 | |
| EP1436362B2 (fr) | Procede d'hydrodesulfuration comprenant une section de stripage et une section de fractionnement sous vide | |
| CN106957680B (zh) | 共同压缩加氢转化或加氢处理单元的酸性气体和催化裂化单元的气体流出物的装置和方法 | |
| CN202595054U (zh) | 一种生产清洁产品的加氢工艺装置 | |
| WO2015147704A1 (en) | Hydrocracking unit and method to produce motor fuels | |
| US10160918B2 (en) | Preflash arrangements and feedstock multiple injection in a process for distillation of crude oil | |
| CN205420292U (zh) | 常减压装置三顶废气回收再利用装置 | |
| RU2819388C1 (ru) | Блок получения сверхмалосернистого дизельного топлива | |
| RU2535493C2 (ru) | Способ стабилизации керосиновых фракций | |
| US8911693B2 (en) | Process and apparatus for recovering hydroprocessed hydrocarbons with single product fractionation column | |
| US20150184088A1 (en) | Methods for treating vacuum gas oil (vgo) and apparatuses for the same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210226 |