RU2783102C1 - Способ деасфальтизации и обессеривания тяжелой нефти с получением битумного вяжущего - Google Patents
Способ деасфальтизации и обессеривания тяжелой нефти с получением битумного вяжущего Download PDFInfo
- Publication number
- RU2783102C1 RU2783102C1 RU2022105700A RU2022105700A RU2783102C1 RU 2783102 C1 RU2783102 C1 RU 2783102C1 RU 2022105700 A RU2022105700 A RU 2022105700A RU 2022105700 A RU2022105700 A RU 2022105700A RU 2783102 C1 RU2783102 C1 RU 2783102C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- heavy oil
- deasphalting
- resinous
- substances
- Prior art date
Links
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 title abstract description 5
- 230000003009 desulfurizing Effects 0.000 title abstract description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title description 16
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims abstract description 27
- -1 polydimethylsiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010908 decantation Methods 0.000 claims abstract description 3
- URZHQOCYXDNFGN-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-trimethyl-2,4,6-tris(3,3,3-trifluoropropyl)-1,3,5,2,4,6-trioxatrisilinane Chemical compound FC(F)(F)CC[Si]1(C)O[Si](C)(CCC(F)(F)F)O[Si](C)(CCC(F)(F)F)O1 URZHQOCYXDNFGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 29
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 18
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 15
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 32
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 19
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 6
- 102200035591 MAP6D1 C10G Human genes 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- UQEAIHBTYFGYIE-UHFFFAOYSA-N Hexamethyldisiloxane Chemical compound C[Si](C)(C)O[Si](C)(C)C UQEAIHBTYFGYIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive Effects 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic Effects 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000011384 asphalt concrete Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Natural products OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000005428 Pistacia lentiscus Species 0.000 description 1
- 231100000614 Poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000008282 halocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatoms Chemical group 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 description 1
- 239000010742 number 1 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000005677 organic carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи и нефтепереработки, а именно к способу удаления смолисто-асфальтеновых веществ из тяжелой нефти, а также ее обессериванию. Способ деасфальтизации тяжелой нефти включает добавление к ней кремнийорганической жидкости, перемешивание, отделение смолисто-асфальтеновых веществ и отделение светлого продукта от кремнийорганической жидкости путем дистилляции, в котором в качестве кремнийорганической жидкости используют силиконовое масло, представляющее собой полидиметилсилоксан с молекулярной массой 1250-28000 г/моль, при следующем соотношении компонентов (мас.%): силиконовое масло 33-94; тяжелая нефть - остальное, а смолисто-асфальтеновые вещества отделяют декантацией с получением готового битумного вяжущего. Технический результат: более полное удаление смолисто-асфальтеновых веществ из тяжелой нефти при меньших энергетических затратах и возможности использования полученных смолисто-асфальтеновых веществ в качестве готового товарного продукта - битумного вяжущего с более низкой вязкостью, а также получение светлого продукта с меньшим содержанием серы. 1 табл., 10 пр.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и нефтепереработки, а именно к способу удаления смолисто-асфальтеновых веществ из тяжелой нефти, а также ее обессериванию. Кроме того, изобретение может использоваться для получения битумного вяжущего, применимого при строительстве и изготовлении дорожных покрытий. Предполагается использование изобретения на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях.
С каждым десятилетием запасы легких углеводородов неизменно иссякают, тогда как доля трудноизвлекаемой тяжелой нефти растет. В состав тяжелых ископаемых топлив входит много смолисто-асфальтеновых веществ, что обусловливает высокое содержание серы и крайне негативно сказывается на процессах переработки этого сырья, поскольку сера является каталитическим ядом.
К тяжелой нефти относят жидкие ископаемые топлива, плотность которых выше 0.92 г/мл при 15°С. Как правило, тяжелая нефть содержит не менее 20-35% смолисто-асфальтеновых веществ, которые не только обусловливают высокую вязкость нефти, но и являются источником высокой концентрации серы (>1.8%). Компаундирование таких углеводородов с более легкими малосернистыми нефтями в магистральных нефтепроводах приводит к росту среднего содержания серы в нефти и снижает ее ценность. Так, этим обусловлена относительно низкая стоимость отечественной экспортной нефти марки Urals, содержащей 1.3% серы, по сравнению с зарубежными аналогами, такими как WTI и Brent (0.24 и 0.37% серы, соответственно). В связи с этим актуальным является разработка новых и усовершенствование уже существующих способов удаления смолисто-асфальтеновых веществ из тяжелой нефти для ее обессеривания. При этом возникает проблема рациональной утилизации выделенных смолисто-асфальтеновых веществ. Потенциально, они могли бы найти использование как битумные вяжущие для получения асфальтобетона, битумных мастик, красок и покрытий или других целей, если бы не их высокая вязкость даже при высоких температурах, исключающая возможность их смешения с наполнителями дорожных покрытий или нанесения на защищаемую поверхность.
Известен способ деасфальтизации тяжелой нефти экстракцией сжиженным пропаном, приводящей к получению растворов асфальта и деасфальтизата (см. RU 2218379, кл. МПК C10G 21/14, 21/28, опубл. 10.12.2003), с дальнейшей регенерацией пропана из раствора деасфальтизата посредством его ступенчатого одновременного нагрева и понижения давления, отличающийся тем, что раствор деасфальтизата перед подачей в сепаратор первой ступени дополнительно нагревают без изменения давления.
Способ позволяет снизить энергозатраты на регенерацию пропана из раствора деасфальтизата, однако его недостатком является необходимость работы со сжиженным газом и недостаточно полное выделение смолисто-асфальтеновых веществ, которые, кроме того, не могут быть использованы в качестве битумного вяжущего.
Известен способ деасфальтизации тяжелой нефти (см. RU 2526626, кл. МПК C10G 21/14, 21/28, опубл. 27.08.2014), включающий экстракцию нефти легким углеводородным растворителем с получением асфальтового и деасфальтизатного раствора, регенерацию растворителя из асфальтового раствора, предварительно нагретого в рекуперационном теплообменнике, включающую однократное испарение паров растворителя среднего давления и отпаривание паров растворителя низкого давления, регенерацию растворителя из деасфальтизатного раствора, предварительно нагретого в рекуперационном теплообменнике, включающую сверхкритическую сепарацию с получением регенерированного растворителя, однократное испарение паров растворителя среднего давления и отпаривание паров растворителя низкого давления, а также сжатие смеси паров растворителя низкого давления с помощью струйного компрессора с последующим охлаждением, конденсацией и рециркуляцией паров растворителя среднего давления, отличающийся тем, что из нагретого асфальтового раствора предварительно, в условиях противоточного нагрева теплоносителем, отгоняют пары растворителя высокого давления, которые смешивают с деасфальтизатным раствором, сверхкритическую сепарацию осуществляют в поле центробежных сил с последующей термосепарацией полученных растворителя и деасфальтизатной фазы в условиях противоточного нагрева теплоносителем с получением деасфальтизатного концентрата, который используют в качестве рабочего тела струйного компрессора, а отпаривание растворителя низкого давления осуществляют путем отгонки в условиях противоточного нагрева теплоносителем или путем однократного испарения. Способ позволяет уменьшить количество растворителя среднего и низкого давления, снизить расход электроэнергии на циркуляцию растворителя, предотвратить образование водных стоков и исключить печной нагрев асфальтового раствора.
Недостатком способа является неполное удаление смолисто-асфальтеновых веществ и их высокая вязкость, исключающая применение в качестве битумного вяжущего.
Известен способ деасфальтизации тяжелой нефти (см. RU 2279465, кл. МПК C10G 21/14, опубл. 10.07.2006), включающий экстракцию нефти углеводородным растворителем, регенерацию растворителя из деасфальтизатного и асфальтового растворов в испарителях путем нагрева и испарения, отпарку водяным паром остатков растворителя от деасфальтизата и асфальта, отделение воды от растворителя, охлаждение и конденсацию паров растворителя, и его рециркуляцию в процессе деасфальтизации; согласно изобретению, растворитель после отделения от воды подвергают абсорбционной очистке от сероводорода с последующим компремированием.
Недостатком способа является неполное удаление смолисто-асфальтеновых веществ, их высокая вязкость, а также высокие энергетические затраты.
Известен способ сольвентной деасфальтизации тяжелой нефти и растворитель для реализации способа (см. RU 2694533, кл. МПК C10G 21/00, 21/06, 21/12, 21/28, С10С 3/08, опубл. 16.07.2019), в котором процесс осадительной экстракции проводят в области температур от 50 до 150°С и давлений от 100 до 300 бар с использованием растворителя тяжелой нефти, представляющего собой смесь диоксида углерода и толуола с содержанием толуола от 10 до 40% мас., находящегося в однофазном жидком, суб- или сверхкритическом состоянии. Способ позволяет достигнуть высокого выхода деасфальтизата в сочетании с высокой селективностью разделения и эффективностью удаления асфальтенов и металлов из состава тяжелой нефти в процессе ее деасфальтизации при использовании смесей CO2 и толуола в качестве комбинированного растворителя.
Недостатком способа являются высокие энергетические затраты, использование сжиженного газа, а также неплавкость выделенных асфальтенов, что делает их неприменимыми в качестве битумного вяжущего.
Известен способ деасфальтизации сырой нефти или ее фракций (см. RU 2014344, кл. МПК C10G 21/14, опубл. 15.06.1994) путем контактирования их с органическим растворителем с последующим отделением осадка, обогащенного асфальтенами, от жидкой фазы, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют диалкил(С1-С3)-карбонат, контактирование проводят при температуре не ниже взаимной растворимости нефти или ее фракций и растворителя и жидкую фазу дополнительно охлаждают и/или добавляют жидкий растворитель более полярный, чем используемый карбонат. Способ прост и удобен, его можно проводить при умеренной температуре без применения повышенного давления и при низком отношении органического карбоната к сырой нефти или ее фракции.
Недостатком способа является неполное удаление смолисто-асфальтеновых веществ из нефти и, как следствие, высокое остаточное содержание в ней серы, а также высокая вязкость смолисто-асфальтеновых веществ.
Известен метод для облегчения удаления органических материалов (битумов и других адгезивов) с поверхности (US 10941314, 09.03.2021), заключающийся в нанесении негорючей разделительной композиции или ее разбавленной водой версии на поверхность перед ее контактом с органическим материалом, при этом разделительная композиция представляет собой эмульсию силиконового масла в воде, которая стабилизирована алкоксилированным полисилоксановым поверхностно-активным веществом и включает в себя около 5% силиконового масла, 5% алкоксилированного полисилоксанового поверхностно-активного вещества и около 90% воды. В некоторых вариантах осуществления силиконовый масляный компонент эмульсии содержит замещенный полисилоксан. В некоторых вариантах осуществления замещенный полисилоксан включает полидиалкилсилоксан. В некоторых вариантах осуществления замещенный полисилоксан включает полидиарилсилоксан. В некоторых вариантах осуществления полидиалкилсилоксан включает полидиметилсилоксан.
Хотя метод позволяет защищать различные поверхности от загрязнения битумными материалами наподобие асфальта, он не может быть пользован для деасфальтизации тяжелой нефти вследствие несмешиваемости последней с разделительной композицией по изобретению.
Известен способ улучшения отделения смол и асфальтенов друг от друга и от основного остатка в процессе деасфальтизации алканами путем добавления в остаток ускорителя фазового разделения (US 6106701, 22.08.2000). Ускорители разделения фаз включают алкильные и алкиларильные алкоксилаты, алкиларилсульфонаты и полимеры, включающие длинноцепочечные С10-С30 алкильные, алкениловые или алкиленовые фрагменты жирных кислот и фрагменты гетероатомных соединений, включая простые эфиры, сложные эфиры, амиды, амины, фенолы, гетероциклы, связи сера-углерод и галоген-углерод и т.п., и которые имеют меньший размер, чем длинноцепочечные фрагменты в том же полимере. Остаточное сырье, используемое в данном изобретении, обычно включает, но не ограничивается ими, кубовые фракции атмосферной колонны, кубовые фракции вакуумной колонны, сырую нефть, отбензиненные сырые нефти, экстракты каменноугольного масла, сланцевые масла и масла из битуминозных песков. Причем в качестве ускорителя разделения фаз применим полидиметилсилоксан с кинематической вязкостью 1000 мм2/с в дозировке 0.0012-0.0375 мас. %.
Способ облегчает отделение смол и асфальтенов от светлого продукта, который, тем не менее, содержит большое остаточное содержание серы вследствие низкого выхода смолисто-асфальтеновых веществ, которые неприменимы как битумные вяжущие из-за своего твердого состояния даже при повышенных температурах.
Известен способ гидрообработки тяжелого нефтяного сырья (ЕА 201170464, 30.12.2011), в котором используется множество зон контактирования и, по меньшей мере, зона разделения, включая первую зону контактирования и зону контактирования, отличающуюся от первой, причем способ включает:
- подачу водородсодержащего газа;
- подачу тяжелого нефтяного сырья;
- подачу добавочного материала, выбранного из группы, состоящей из ингибиторных добавок, пеногасителей, стабилизаторов, поглотителей металлов, средств для удаления металлических загрязнений, пассиваторов металлов, расходуемого материалов и их смеси, в количестве менее 1 мас. % от веса тяжелого нефтяного сырья;
- подачу исходной суспензии катализатора, включающей активный металлический катализатор, имеющий средний размер частиц, по меньшей мере, 1 микрометр в разбавителе из углеводородного масла;
- объединение, по меньшей мере, части водородосодержащего газового сырья, по меньшей мере, части сырья на основе тяжелой нефти, по меньшей мере, части добавочного материала и, по меньшей мере, части суспензии катализатора в первой зоне контактирования в условиях гидрокрекинга для конверсии, по меньшей мере, части первичного тяжелого нефтяного сырья в углеводороды с более низкой температурой кипения с образованием продуктов более высокого качества;
- направление первого выходящего потока из первой зоны контактирования, содержащего улучшенные продукты, суспензионный катализатор, водородсодержащий газ и непрореагировавшее тяжелое нефтяное сырье, в первую зону разделения, при этом летучие улучшенные продукты удаляют с водородсодержащим газом в качестве первого воздушного потока, а суспензионный катализатор и непрореагировавшее тяжелое нефтяное сырье удаляют в виде первого нелетучего потока, при этом первый нелетучий поток содержит менее 30% твердого вещества;
- сбор первичного воздушного потока для дальнейшей обработки;
- сбор первичного нелетучего потока для дальнейшей обработки.
При этом в качестве пеногасителя может применяться полидиметилсилоксан с вязкостью не менее 100000 мм2/с в количестве от 0.0001 до 0.05 мас. % от содержания исходного сырья на основе тяжелой нефти.
Способ позволяет провести конверсию тяжелого нефтяного сырья в светлый продукт с улучшенными характеристиками, а также использовать кубовые осадки деасфальтизации нефти, содержащие асфальтены, для переработки в любых промежуточных каталитических системах суспензионного типа или использовать их в областях, требующих асфальтенов, например, для смешения с мазутом, использования в битуме или в других областях.
Недостатками способа является необходимость применения сложных каталитических систем и дорогостоящего оборудования. Кроме того, кубовые осадки деасфальтизации нефти и асфальтены, полученные в качестве побочного продукта процесса, не могут быть использованы непосредственно в качестве битумного вяжущего для получения асфальтобетона без дополнительного совмещения их с мазутом или битумом.
Известен способ деасфальтизации (см. RU 2757810, кл. МПК C10G 21/14, опубл. 21.10.2021), который заключается в добавлении к тяжелой нефти кремнийорганической жидкости, в качестве которой используют гексаметилдисилоксан при следующем соотношении компонентов (мас. %):
гексаметилдисилоксан | 92 |
тяжелая нефть | остальное, |
перемешивании смеси на верхнеприводном перемешивающем устройстве, фильтровании растворившихся в кремнийорганической жидкости легких фракций от смолисто-асфальтеновых веществ, и отделении светлого продукта от кремнийорганической жидкости путем дистилляции. После отгонки кремнийорганическая жидкость может быть использована повторно.
По совокупности признаков и конечному техническому результату известный способ может быть принят как наиболее близкий аналог - прототип.
Недостатком прототипа является недостаточно полное удаление смолисто-асфальтеновых веществ и их неприменимость как битумных вяжущих вследствие высокой вязкости, большое остаточное содержание серы в отделенном светлом продукте и высокие энергетические затраты на регенерацию кремнийорганической жидкости.
Задачей данного изобретения является разработка способа деасфальтизации и обессеривания тяжелой нефти, позволяющего более полно удалить смолисто-асфальтеновые вещества из ее состава с получением готового товарного продукта - битумного вяжущего при низких энергетических затратах, а также снизить содержание серы в получаемом светлом продукте.
Поставленная задача решается тем, что предложен способ деасфальтизации тяжелой нефти, заключающийся в добавлении к ней кремнийорганической жидкости, перемешивании, отделении смолисто-асфальтеновых веществ и отделении светлого продукта от кремнийорганической жидкости путем дистилляции, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганической жидкости используют силиконовое масло, представляющее собой полидиметилсилоксан с молекулярной массой 1250-28000 г/моль, при следующем соотношении компонентов, % мас.:
указанное силиконовое масло | 33-94 |
тяжелая нефть | остальное, |
а смолисто-асфальтеновые вещества отделяют декантацией с получением готового товарного продукта - битумного вяжущего.
Тяжелая нефть, используемая по изобретению, имеет плотность 0.962 г/мл, содержание серы 3.6% и вязкость 4.25 Па⋅с⋅при 20°С. Дополнительно она может быть охарактеризована содержанием в ее составе следующих соединений, % мас.:
- парафино-нафтеновые углеводороды 23.1;
- моноциклические ароматические углеводороды 4.1;
- бициклические ароматические углеводороды 5.5;
- полициклические ароматические углеводороды 36;
- нейтральные смолы 7.6;
- кислые смолы 16.2;
- асфальтены 7.5.
При этом отделенный светлый продукт можно использовать в качестве топлива или сырья для нефтехимии, а отделенную кремнийорганическую жидкость можно использовать повторно для проведения новой деасфальтизации.
Согласно вышеприведенному уровню техники, известно применение полидиметилсилоксана как антивспенивателя (пеногасителя), используемого в крайне низких концентрациях (до 0.05 мас. %) в качестве добавки к растворителю, осуществляющему деасфальтизацию нефтяного сырья. При этом используют полидиметилсилоксан с высокой молекулярной массой более 139000 г/моль (характеризующегося кинематической вязкостью более 100000 мм2/с). Также известно применение полидиметилсилоксана с умеренно-высокой молекулярной массой 28000 г/моль (с кинематической вязкостью 1000 мм2/с) в качестве добавки к деасфальтизирующему растворителю для ускорения и облегчения отделения от него асфальтенов и смол при использовании его также в крайне низких концентрациях (до 0.0375 мас. %). В то же время, применение низкомолекулярного (олигомерного) полидиметилсилоксана с молекулярной массой не более 28000 г/моль и кинематической вязкостью не более 1000 мм2/с, как непосредственно действующего растворителя, осуществляющего деасфальтизацию нефтяного сырья, не известно и не является очевидным.
Кроме того, побочный продукт деасфальтизации, часто называемый асфальтенами или, в более общей форме, смолисто-асфальтеновыми веществами, часто добавляют в битум или используют как основу для получения битума при смешении с пластификаторами (мазутом, гудроном и т.п.), но не используют как непосредственно битум, т.е. битумное вяжущее. Это обусловлено хрупкостью этого побочного продукта при обычной температуре и его высокой вязкостью в состоянии расплава. Совмещение асфальтенов или смолисто-асфальтеновых веществ, полученных по известным техническим решениям, с мазутом, минеральным маслом или другими пластифицирующими добавками придает им пластичность при обычной температуре и снижает вязкость в состоянии расплава.
Использование смолисто-асфальтеновых веществ, непосредственно полученных в результате деасфальтизации, в качестве битумных вяжущих без необходимости их смешения с пластифицирующими добавками неизвестно и являлось бы достижением.
Технический результат, который может быть получен от использования предлагаемого изобретения, состоит в более полном удалении из тяжелой нефти смолисто-асфальтеновых веществ при меньших энергетических затратах и возможности использования полученных смолисто-асфальтеновых веществ в качестве готового товарного продукта - битумного вяжущего с более низкой вязкостью, а также в получении светлого продукта с меньшим содержанием серы.
Нижеперечисленные примеры иллюстрируют техническое решение.
Пример 1
К 67 г тяжелой нефти с плотностью 0.962 г/мл и содержанием серы 3.6% добавляют 33 г силиконового масла с молекулярной массой 5970 г/моль и кинетической вязкостью 100 мм2/с, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 33, тяжелая нефть - 67. Смесь перемешивают на верхнеприводном перемешивающем устройстве при 100°С в течение нескольких часов, охлаждают до 20°С и декантируют растворившиеся в силиконовом масле легкие нефтяные фракции от осажденных смолисто-асфальтеновых веществ. После этого отгоняют легкие фракции от силиконового масла методом вакуумной дистилляции при остаточном давлении 50 мм.рт.ст. и температуре 300-320°С с получением светлого продукта.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего в виде осажденных смолисто-асфальтеновых веществ такие, как выход битумного вяжущего, вязкость и удельные энергозатраты на получение 1 грамма битумного вяжущего - смолисто-асфальтеновых веществ, а также содержание серы в светлом продукте, приведены в таблице.
Пример 2
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 1, но смешивают 50 г тяжелой нефти и 50 г силиконового масла, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 50, тяжелая нефть - 50.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 3
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 1, но смешивают 33 г тяжелой нефти и 67 г силиконового масла, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 67, тяжелая нефть - 33.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 4
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 1, но смешивают 25 г тяжелой нефти и 75 г силиконового масла, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 75, тяжелая нефть - 25.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 5
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 1, но смешивают 20 г тяжелой нефти и 80 г силиконового масла, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 80, тяжелая нефть - 20.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 6
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 1, но смешивают 9 г тяжелой нефти и 91 г силиконового масла, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 91, тяжелая нефть - 9.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 7
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 1, но смешивают 6 г тяжелой нефти и 94 г силиконового масла, что соответствует соотношению компонентов, % мас.: силиконовое масло - 94, тяжелая нефть - 6.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 8
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 7, но используют силиконовое масло с молекулярной массой 1250 г/моль и кинетической вязкостью 10 мм2/с.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 9
Деасфальтизацию тяжелой нефти осуществляют аналогично способу, описанному в примере 7, но используют силиконовое масло с молекулярной массой 28000 г/моль и кинетической вязкостью 1000 мм2/с.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики получаемого товарного продукта - битумного вяжущего приведены в таблице.
Пример 10 (сравнительный по прототипу)
К 8 г тяжелой нефти с плотностью 0.962 г/мл и содержанием серы 3.6% добавляют 92 г гексаметилдисилоксана, перемешивают смесь на верхнеприводном перемешивающем устройстве, отделяют осадившиеся смолисто-асфальтеновые вещества фильтрованием с использованием стеклянного фильтра и отгоняют гексаметилдисилоксан от светлого продукта дистилляцией.
Результаты способа деасфальтизации по примеру и характеристики полученных продуктов приведены в таблице.
Таким образом, предлагаемый по изобретению способ позволяет:
- увеличить абсолютный выход смолисто-асфальтеновых веществ, используемых в качестве товарного продукта - битумного вяжущего до 2.4 раз по примеру №1 по сравнению с примером №10 по прототипу;
- существенно снизить энергозатраты на получение 1 грамма смолисто-асфальтеновых веществ (товарного продукта - битумного вяжущего) - в 41 раз по примеру №1 по сравнению с примером №10 по прототипу.
- уменьшить содержание серы в светлом продукте до менее 0.1 мас. % (примеры №1-5) по сравнению с 0.67 мас. % по прототипу в примере №10, что, по меньшей мере, в 6 раз ниже;
- снизить вязкость смолисто-асфальтеновых веществ до 358 раз (пример №1) по сравнению с прототипом по примеру №10, что и позволяет использовать их в качестве битумного вяжущего - готового товарного продукта;
- снизить содержание кремнийорганической жидкости, используемой в смеси с тяжелой нефтью, почти в три раза (пример 1) по сравнению с прототипом (пример 10).
Полученные технические результаты предполагают дополнительные преимущества изобретенного способа:
- уменьшение объема используемой кремнийорганической жидкости и удельных энергозатрат на ее регенерацию, позволяя интенсифицировать процессы нефтепереработки и удешевить их,
- выделенные смолисто-асфальтеновые вещества могут быть использованы в качестве битумного вяжущего, что придает им дополнительную стоимость и решает задачу по их рациональной утилизации;
- снижение содержания серы в светлом продукте повышает его ценность в качестве сырья для нефтехимической промышленности.
Claims (3)
- Способ деасфальтизации тяжелой нефти, включающий добавление к ней кремнийорганической жидкости, перемешивание, отделение смолисто-асфальтеновых веществ и отделение светлого продукта от кремнийорганической жидкости путем дистилляции, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганической жидкости используют силиконовое масло, представляющее собой полидиметилсилоксан с молекулярной массой 1250-28000 г/моль, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
указанное силиконовое масло 33-94 тяжелая нефть остальное, - а смолисто-асфальтеновые вещества отделяют декантацией с получением готового товарного продукта - битумного вяжущего.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2783102C1 true RU2783102C1 (ru) | 2022-11-08 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4176047A (en) * | 1978-04-10 | 1979-11-27 | Continental Oil Company | Removal of organic compounds from coker gasoline |
RU2007436C1 (ru) * | 1992-03-31 | 1994-02-15 | Рябов Валерий Германович | Способ очистки масляных фракций нефти |
US6106701A (en) * | 1998-08-25 | 2000-08-22 | Betzdearborn Inc. | Deasphalting process |
RU2311441C2 (ru) * | 2001-10-18 | 2007-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Непрерывный способ отделения окрашенных масс и/или асфальтеновых примесей от углеводородной смеси |
RU2757810C1 (ru) * | 2020-12-18 | 2021-10-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ деасфальтизации углеводородного сырья |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4176047A (en) * | 1978-04-10 | 1979-11-27 | Continental Oil Company | Removal of organic compounds from coker gasoline |
RU2007436C1 (ru) * | 1992-03-31 | 1994-02-15 | Рябов Валерий Германович | Способ очистки масляных фракций нефти |
US6106701A (en) * | 1998-08-25 | 2000-08-22 | Betzdearborn Inc. | Deasphalting process |
RU2311441C2 (ru) * | 2001-10-18 | 2007-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Непрерывный способ отделения окрашенных масс и/или асфальтеновых примесей от углеводородной смеси |
RU2757810C1 (ru) * | 2020-12-18 | 2021-10-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ деасфальтизации углеводородного сырья |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2733847C2 (ru) | Интегрированный способ для увеличения производства олефинов переработкой и обработкой тяжелого остатка крекинга | |
KR101886858B1 (ko) | 중질 탄화수소의 안정화 방법 | |
CA2547147C (en) | Decontamination of asphaltic heavy oil | |
KR20190103301A (ko) | 오일을 탈력하는 시스템 및 방법 | |
CN111655824B (zh) | 用于回收加氢裂化软沥青的方法和设备 | |
CN103814112B (zh) | 溶剂辅助的延迟焦化方法 | |
US10041004B2 (en) | Processes for producing deashed pitch | |
KR20190018026A (ko) | 초임계 수 분리 방법 | |
WO2015119815A1 (en) | Fluid compositions and methods for using cross-linked phenolic resins | |
RU2783102C1 (ru) | Способ деасфальтизации и обессеривания тяжелой нефти с получением битумного вяжущего | |
CN1180055C (zh) | 一种脱除原料油中固体颗粒的针焦生产方法 | |
US4755278A (en) | Process for fractionating solid asphalts | |
CN104673369A (zh) | 一种制备油系针状焦的石油油浆纯化处理方法 | |
RU2744853C1 (ru) | Способ физического разделения отходящих потоков нефтепереработки | |
US8951405B2 (en) | Upgrading of asphaltene-depleted crudes | |
EP0245888B1 (en) | Process for the preparation of a hydrocarbonaceous distillate and a residue | |
JP2024512909A (ja) | プラスチック由来の合成原料のための抽出溶媒 | |
RU2757810C1 (ru) | Способ деасфальтизации углеводородного сырья | |
KR19980072997A (ko) | 폐아스콘 재생용 첨가제 및 폐아스콘의 재포장방법 | |
US2542608A (en) | Asphalt paint | |
JPH0212276B2 (ru) | ||
RU2752591C1 (ru) | Способ получения дорожного битума | |
RU2196800C1 (ru) | Способ обработки и утилизации тяжелой пиролизной смолы | |
RU2262519C1 (ru) | Способ переработки резиносодержащих отходов | |
EP4277970A1 (en) | Additives and methods for improving flow properties of crude oil |