WO2014035280A1 - Способ замедленного коксования нефтяных остатков - Google Patents

Способ замедленного коксования нефтяных остатков Download PDF

Info

Publication number
WO2014035280A1
WO2014035280A1 PCT/RU2012/000710 RU2012000710W WO2014035280A1 WO 2014035280 A1 WO2014035280 A1 WO 2014035280A1 RU 2012000710 W RU2012000710 W RU 2012000710W WO 2014035280 A1 WO2014035280 A1 WO 2014035280A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
products
absorber
coking
cooling
steaming
Prior art date
Application number
PCT/RU2012/000710
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Геннадий Георгиевич ВАЛЯВИН
Виктор Павлович ЗАПОРИН
Сергей Витальевич СУХОВ
Михаил Владимирович МАМАЕВ
Игорь Викторович БИДИЛО
Константин Геннадьевич ВАЛЯВИН
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех"
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 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех"
Priority to CA2828163A priority Critical patent/CA2828163C/en
Priority to US14/004,247 priority patent/US20150144530A1/en
Priority to KR1020137026617A priority patent/KR20140095965A/ko
Priority to PCT/RU2012/000710 priority patent/WO2014035280A1/ru
Priority to EP12869591.3A priority patent/EP2891697A4/en
Priority to JP2014533238A priority patent/JP2014527572A/ja
Priority to UAA201311748U priority patent/UA102510U/uk
Priority to BR112013023096A priority patent/BR112013023096A2/pt
Priority to CN201280016504.1A priority patent/CN103814111A/zh
Publication of WO2014035280A1 publication Critical patent/WO2014035280A1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B57/00—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general
    • C10B57/04—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general using charges of special composition
    • C10B57/045—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general using charges of special composition containing mineral oils, bitumen, tar or the like or mixtures thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B55/00—Coking mineral oils, bitumen, tar, and the like or mixtures thereof with solid carbonaceous material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B57/00—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general
    • C10B57/02—Multi-step carbonising or coking processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/14—Hydrocarbons
    • 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
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • 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
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/005—Coking (in order to produce liquid products mainly)

Definitions

  • the invention relates to the field of oil refining, in particular, to methods for producing coke by delayed coking with a unit for collecting steaming products and coke cooling.
  • Table 1 presents a typical composition of the products of steaming and cooling of coke obtained by delayed coking.
  • a known method of delayed coking of oil residues including the separation in the evaporation column of the coking feedstock in a mixture with recirculate into light fractions and a heavy residue, which is subjected to delayed coking, separation in the distillation column of vaporized coking products formed in the coking chamber into light fractions and bottoms, part which serves as recycle.
  • the disadvantage of this method is that it uses bottoms gas oil from the bottom of the distillation column as recirculate.
  • VAT gas oil is formed due to condensation in the lower part of the distillation column of heavy boiling fractions of coking distillate entering the distillation column from coking chambers.
  • the coking distillate may contain coke particles, which, getting into the furnace with secondary raw materials, cause coking of the coils, reduce the overhaul mileage of the entire installation.
  • the disadvantages of this method are the large losses of petroleum products and environmental pollution due to the lack of a unit for collecting steaming products and coke cooling.
  • Closest to the claimed object is a method of producing petroleum coke by delayed coking, including heating the feedstock in a tubular furnace, mixing it with recycle and separating light fractions in the evaporator to form secondary feedstock, heating the secondary feedstock in a reaction tube furnace with its subsequent coking in coking chambers to obtain coke and distillate products, separation in a distillation column of light fractions obtained in the evaporator, in a mixture with distillate coking products on vaporous products, light and heavy gas oils and bottoms.
  • the feedstock is heated to 400 ° C, and water condensate is supplied to the input part of the coil of the tube furnace for heating the feedstock (patent RU -CH ⁇ > 2410409, IPC ⁇ 01 ⁇ 55 / 10, publ. 01.27.201 1).
  • the disadvantage of this method is the insufficient yield of the obtained coking products: hydrocarbon gas, gasoline, light gas oil and bottoms gas oil.
  • resources are available to improve installation performance.
  • the technical result of the proposed method is to increase the productivity of the installation while increasing the yield of the obtained coking products.
  • the heavy coking gas oil obtained is divided into several streams, one of them is used as recirculate and mixed with raw materials in the evaporation column before coking, the other stream is used to dilute the steaming products and cool the coke before being fed to the absorber , the third stream is
  • a washing product for example, heavy coking gas oil
  • the drawing shows the installation diagram illustrating the proposed method of delayed coking of oil residues.
  • the installation contains heat exchangers 1 for heating the feedstock, an evaporation column 2 for the formation of secondary raw materials 3 by mixing the feedstock with recirculate 4 — heavy coking gas oil, a heating and reaction furnace 5 for heating secondary feedstock, a coking chamber 6 for secondary feedstock, a distillation column 7 for separating the distillate coking products 8 into a heavy residue 9 and vaporous products 10, a condenser-cooler 1 1 for cooling vaporous products 10, a separator 12 for separating said vaporous products into gas, light oil products and water, an absorber 13 provided with mass transfer devices, for example, valve by strips, for absorption of oil products from products 14 released during steaming and cooling the coke formed in the coking chamber into the vapor phase 15 and residue 16, a condenser-cooler 17 for cooling and condensing the
  • the distillation column 7 is equipped with a piping system for withdrawing light gas oil 23 as a balance product and heavy gas oil 24 from its middle part, one stream of which serves as recycle 4, the second to dilute products 14, released during the steaming and cooling of the coke formed in the coking chamber at the inlet to the absorber by feeding it through a pipe 25, to supply condenser-cooler 17 as an absorbent to the upper mass transfer device 27 and to discharge a heavy condenser-refrigerator 17.
  • V pipeline 28 serves as the balance product.
  • Lungs of petroleum products from separator 18 are returned via pipeline 29 to the distillation column.
  • pipelines 30 and 31 are used for steaming the coke formed in the coke chamber with water vapor and cooling it with water.
  • the method is as follows.
  • the coking feedstock after heating in the heat exchangers 1 due to the heat of the effluent flows into the evaporation column 2, where it is mixed with recirculate 4, which is used as its own heavy gas oil, with the formation of secondary raw materials 3.
  • the secondary raw materials are heated in a heating and reaction furnace 5 and served in the coking chamber 6, where the resulting coke accumulates.
  • the distillate coking products 8 are fed to the distillation column 7 for separation.
  • vaporous products 10 consisting of gas, gasoline, and water vapor, are cooled in a condenser-cooler 1 1 and separated in a separator 12 into gas, light oil products, and water.
  • gas oils — light 23 and heavy 24 — are withdrawn.
  • Light gas oil is removed from the unit as a balance product, and the heavy gas oil is divided into several streams.
  • Part of the heavy gas oil is used as recirculate 4, part as a diluent of 25 products 14 of steaming and cooling of coke, part as the absorbent 26 supplied to the upper mass transfer device of the absorber 13.
  • part of the heavy gas oil is used as a washing product 27 in the condenser-cooler 17.
  • one of the sections of the condenser-cooler is disconnected from the vapor stream from the absorber and hot heavy gas oil is pumped through it .
  • the remaining sections work as usual.
  • the next section is connected to the flushing.
  • the balance amount of heavy gas oil is removed from the installation.
  • residue 9 is removed, which is either mixed with heavy gas oil discharged from the unit or sent to boiler fuel.
  • the steaming and cooling products 14 are sent to an absorber 13 equipped with 10 valve plates.
  • the vapor phase 15 consisting of water vapor, hydrocarbon gases and light petroleum products enters condenser-refrigerator 17 and further into the separator 18.
  • gases, light oil products and water are separated.
  • Gases are sent to the flare farm, light petroleum products 29 in a mixture with the remainder from the absorber are returned to the bottom of the distillation column 7, and the water is sent for purification.
  • Dilution of steaming and cooling products of coke with heavy gas oil before feeding it into the absorber reduces the concentration of high-boiling components in the residue, which is removed from the bottom of the absorber and fed as an absorbent, which indicates an increase in the quality of separation.
  • the feedstock (tar of West Siberian oil) is fed to the evaporation column of the formation of secondary raw materials, where it is mixed with recycle.
  • the secondary raw materials are heated in an oven and fed to a coking chamber, where coke is formed and accumulated.
  • the oil products and water vapor formed during the coking process are discharged from the top of the chamber and fed to a distillation column for separation into distillate, light and heavy gas oils, and the residue. Heavy gas oil serves as recycle. After filling the chamber with coke, it is steamed with water vapor and cooled with water.
  • Coke steaming and cooling products consisting of water, gaseous products, petroleum products with a boiling point of 40-350 ° C and a density of 650-950 kg / m 3 , petroleum products with a boiling point above 350 ° C and a density of above 950 kg / m 3 , from coking chambers enter the absorber.
  • they are mixed with a heavy coking gas oil having a temperature of 250 ° C.
  • the vapor phase rises to the upper part of the absorber, and contacts the absorbent on mass transfer devices.
  • the residue from the lower part of the absorber is fed to the valve plate 4 on top of the valve as an absorbent.
  • a heavy coking gas oil with a temperature of 120-150 ° C is supplied as an irrigation to the upper plate of the absorber.
  • the vapor phase from the top of the absorber enters the condenser-cooler, cools, condenses and enters the separator for separation.
  • a heavy coking gas oil with a temperature of 200-250 ° C is supplied to one of the sections of the condenser-refrigerator, disconnected from the technological process, as a washing liquid. Gaseous products are discharged from the top of the separator, water and oil are discharged from the bottom. Excess residue from the bottom of the absorber is returned to the distillation column. Water is discharged into the sewer.
  • Example 2 prototype

Abstract

 Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности, к способам для получения кокса замедленным коксованием с узлом улавливания продуктов пропарки и охлаждения кокса. Способ включает предварительное смешивание сырья с рециркулирующим тяжелым газойлем коксования в испарительной колонне для формирования вторичного сырья, которое подвергают замедленному коксованию с накоплением кокса в камере, разделение дистиллятных продуктов коксования на парообразные продукты, легкий и тяжелый газойли и тяжелый остаток, пропарку кокса водяным паром и охлаждение водой, подачу продуктов пропарки и охлаждения в абсорбер, снабженный массообменными устройствами, разделение продуктов пропарки и охлаждения в абсорбере на паровую и жидкую фазы, абсорбцию высококипящих нефтепродуктов из паровой фазы путем подачи остатка с низа абсорбера на массообменное устройство, охлаждение и конденсация компонентов паровой фазы в конденсаторе-холодильнике и разделение продуктов охлаждения в сепараторе на газ, нефтепродукты и воду. Тяжелый газойль коксования используют в качестве рециркулята для смешивания с сырьем перед коксованием, для разбавления продуктов пропарки и охлаждения кокса перед подачей в абсорбер, а также подают на верхнее массообменное устройство абсорбера. Остаток из нижней части абсорбера возвращают на массообменное устройство, расположенное в средней части абсорбера, а балансовое количество остатка из абсорбера и отделившиеся нефтепродукты из сепаратора возвращают в нижнюю часть ректификационной колонны. Способ обеспечивает высокую производительность и повышение выхода получаемых продуктов коксования.

Description

Способ замедленного коксования нефтяных остатков
Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности, к способам для получения кокса замедленным коксованием с узлом улавливания продуктов пропарки и охлаждения кокса.
В процессе замедленного коксования в реакционных камерах установок замедленного коксования происходит образование и накопление нефтяного кокса. После заполнения коксом одной камеры коксования поток сырья от нее отключают и переключают на другую камеру, при этом температура кокса в отключенной камере составляет 420-450 °С. Для освобождения камеры от кокса производят его охлаждение водой до 60-90 °С, предварительно удалив из камеры парообразные нефтепродукты путем пропарки водяным паром. Вследствие последующего некачественного разделения продуктов пропарки и охлаждения кокса происходят потери нефтепродуктов и загрязнение окружающей среды.
В таблице 1 представлен типичный состав продуктов пропарки и охлаждения кокса, полученного замедленным коксованием.
Таблица 1
Продукты пропарки и охлаждения Расход, кг/ч
1. Газообразные продукты (Ci-C4) 300-1000
2. Нефтепродукты с температурой
кипения 40-350 °С и плотностью 650- 1000-3000
950 кг/см3
3. Нефтепродукты с температурой
кипения выше 350 °С и плотностью 500-1000
выше 950 кг/см3
4. Водяной пар 5000-50000 На действующих установках замедленного коксования газообразные продукты, как правило, направляются на специальную горелку технологических печей в качестве топлива. Нефтепродукты с плотностью до 950 кг/см3 легко отделяются от воды путем отстоя и возвращаются в технологический процесс. Улавливание нефтепродуктов с плотностью выше 950 кг/см3 представляет наибольшую трудность, так как их плотность близка или равна плотности воды, и отделить их от воды путем отстаивания невозможно даже с применением деэмульгаторов.
Известен способ замедленного коксования нефтяных остатков, включающий разделение в испарительной колонне исходного сырья коксования в смеси с рециркулятом на легкие фракции и тяжелый остаток, который подвергают замедленному коксованию, разделение в ректификационной колонне образованных в камере коксования парообразных продуктов коксования на легкие фракции и кубовый остаток, часть которого служит в качестве рециркулята. [Пат. РФ JYO 2209826, кл. С 10В 55/00, опубл. 2003 г.].
Недостатком данного способа является то, что в качестве рециркулята используется кубовый газойль с низа ректификационной колонны. Кубовый газойль образуется за счет конденсации в нижней части ректификационной колонны тяжелокипящих фракций дистиллята коксования, поступающих в ректификационную колонну из камер коксования. В дистилляте коксования могут содержаться коксовые частички, которые, попадая в печь с вторичным сырьем, обуславливают закоксовывание змеевиков, сокращают межремонтный пробег всей установки. Недостатки этого способа - большие потери нефтепродуктов и загрязнение окружающей среды из-за отсутствия узла улавливания продуктов пропарки и охлаждения кокса. Наиболее близким к заявляемому объекту является способ получения нефтяного кокса замедленным коксованием, включающий нагрев исходного сырья в трубчатой печи, смешивание его с рециркулятом и отделение легких фракций в испарителе с образованием вторичного сырья, нагрев вторичного сырья в реакционной трубчатой печи с последующим его коксованием в камерах коксования с получением кокса и дистиллятных продуктов, разделение в ректификационной колонне легких фракций, полученных в испарителе, в смеси с дистиллятными продуктами коксования на парообразные продукты, легкий и тяжелый газойли и кубовый остаток. При этом нагрев исходного сырья осуществляют до 400 °С, а во входную часть змеевика трубчатой печи для нагрева исходного сырья подают водяной конденсат (патент RU -Ч<> 2410409, МПК С01В55/10, опубл. 27.01.201 1). Недостатком данного способа является недостаточный выход получаемых продуктов коксования: углеводородного газа, бензина, легкого газойля и кубового газойля. Кроме того, имеются ресурсы для повышения производительности установки. Техническим результатом предлагаемого способа является увеличение производительности установки с одновременным увеличением выхода получаемых продуктов коксования. Это достигается тем, что в способе замедленного коксования нефтяных остатков, включающем коксование сырья с накоплением кокса в камере, разделение дистиллятных продуктов коксования на парообразные продукты, легкий и тяжелый газойли и тяжелый остаток, пропарку кокса водяным паром и охлаждение водой, подачу продуктов пропарки и охлаждения в абсорбер, снабженный массообменными устройствами, разделение продуктов пропарки и охлаждения в абсорбере на паровую и жидкую фазы, абсорбцию высококипящих нефтепродуктов из паровой фазы путем подачи остатка из нижней части абсорбера на массообменное устройство, охлаждение и конденсация компонентов паровой фазы в конденсаторе-холодильнике и разделение продуктов охлаждения в сепараторе на газ, нефтепродукты и воду, согласно изобретению полученный тяжелый газойль коксования разделяют на несколько потоков, один из них используют в качестве рециркулята и смешивают с сырьем в испарительной колонне перед коксованием, другой поток используют для разбавления продуктов пропарки и охлаждения кокса перед подачей в абсорбер, третий поток подают на верхнее массообменное устройство абсорбера, при этом остаток из нижней части абсорбера возвращают на массообменное устройство, расположенное в средней части абсорбера, предпочтительно на третье или четвертое массообменное устройство, а балансовое количество остатка из абсорбера и отделившиеся нефтепродукты из сепаратора возвращают в нижнюю часть ректификационной колонны. Кроме того, в конденсатор-холодильник подают промывочный продукт, например, тяжелый газойль коксования. На чертеже представлена схема установки, иллюстрирующая предлагаемый способ замедленного коксования нефтяных остатков. Установка содержит теплообменники 1 для нагрева исходного сырья, испарительную колонну 2 для формирования вторичного сырья 3 смешиванием исходного сырья с рециркулятом 4 - тяжелым газойлем коксования, нагревательно-реакционную печь 5 для нагрева вторичного сырья, камеру 6 коксования вторичного сырья, ректификационную колонну 7 для разделения дистиллятных продуктов коксования 8 на тяжелый остаток 9 и парообразные продукты 10, конденсатор-холодильник 1 1 для охлаждения парообразных продуктов 10, сепаратор 12 для разделения указанных парообразных продуктов на газ, легкие нефтепродукты и воду, абсорбер 13, снабженный массообменными устройствами, например, клапанными тарелками, для абсорбции нефтепродуктов из продуктов 14, выделяющихся при пропарке и охлаждении образовавшегося в камере коксования кокса, на паровую фазу 15 и остаток 16, конденсатор-холодильник 17 для охлаждения и конденсации отделенной в абсорбере паровой фазы, сепаратор 18 для разделения сконденсированных продуктов на газ, легкие нефтепродукты и воду, насос 19 для откачки остатка 16 из абсорбера, холодильник 20 для охлаждения указанного остатка, трубопроводы 21 и 22 для возврата его в качестве абсорбента на массообменное устройство, расположенное в средней части абсорбера, целесообразно на четвертую тарелку, и отвода в ректификационную колонну, соответственно. Эмпирически установлено, что наиболее эффективный массообмен между поднимающимися парами и абсорбентом в абсорбере происходит при оптимальном количестве клапанных тарелок - 10 штук. Ректификационная колонна 7 снабжена системой трубопроводов для вывода из средней ее части легкого газойля 23 в качестве балансового продукта и тяжелого газойля 24, один поток которого служит в качестве рециркулята 4, второй - для разбавления продуктов 14, выделяющихся при пропарке и охлаждении образовавшегося в камере коксования кокса, на входе в абсорбер путем подачи по трубопроводу 25, для подачи в качестве абсорбента на верхнее массообменное устройство по трубопроводу 26 и в качестве промывного продукта 27 конденсатора-холодильника 17. Для вывода тяжелого газойля 24 в качестве балансового продукта служит трубопровод 28. Легкие нефтепродуктов из сепаратора 18 возвращают по трубопроводу 29 в ректификационную колонну. Для пропарки образованного в коксовой камере кокса водяным паром и охлаждения его водой служат трубопроводы 30 и 31. Способ осуществляют следующим образом. Исходное сырье коксования после нагрева в теплообменниках 1 за счет тепла отходящих потоков подают в испарительную колонну 2, где оно смешивается с рециркулятом 4, в качестве которого используют собственный тяжелый газойль, с образованием вторичного сырья 3. Вторичное сырье нагревают в нагревательно-реакционной печи 5 и подают в камеру коксования 6, где накапливается образующийся кокс. Дистиллятные продукты коксования 8 подают в ректификационную колонну 7 на разделение. Сверху колонны 7 уходят парообразные продукты 10, состоящие из газа, бензина и водяного пара, охлаждаются в конденсаторе-холодильнике 1 1 и разделяются в сепараторе 12 на газ, легкие нефтепродукты и воду. Из средней части ректификационной колонны выводятся газойли - легкий 23 и тяжелый 24. Легкий газойль выводится с установки в качестве балансового продукта, а тяжелый газойль разделяют на несколько потоков. Часть тяжелого газойля используют в качестве рециркулята 4, часть - в качестве разбавителя 25 продуктов 14 пропарки и охлаждения кокса, часть - в качестве абсорбента 26, подаваемого на верхнее массообменное устройство абсорбера 13. Кроме того, часть тяжелого газойля используют в качестве промывного продукта 27 в конденсаторе-холодильнике 17. Для этого одна из секций конденсатора-холодильника отключается от потока паров из абсорбера и через нее прокачивается горячий тяжелый газойль. Остальные секции работают в обычном режиме. После промывки одной из секций на промывку подключается следующая секция. Балансовое количество тяжелого газойля выводят с установки. С низа ректификационной колонны выводят остаток 9, который либо смешивают с тяжелым газойлем, выводимым с установки, либо направляют в котельное топливо. После заполнения камеры 6 коксования коксом его пропаривают водяным паром через трубопровод 30 и охлаждают водой через трубопровод 31. Продукты пропарки и охлаждения 14 направляют в абсорбер 13, оборудованный 10-ю клапанными тарелками. На входе в абсорбер для разбавления высоковязких продуктов охлаждения и пропарки подают тяжелый газойль 25. Парообразные продукты пропарки и охлаждения поднимаются в верхнюю часть абсорбера, где на тарелках происходит абсорбция нефтепродуктов за счет абсорбции остатком 21 с низа абсорбера, подаваемого на четвертую тарелку и тяжелого газойля 26, подаваемого на верхнюю тарелку абсорбера. Жидкая фаза продуктов пропарки и охлаждения стекает в кубовую часть абсорбера, откуда насосом 19 через холодильник 20 подают двумя потоками: один поток 21 - в качестве абсорбента на четвертую тарелку абсорбера, а другой поток - в ректификационную колонну 7. С верха абсорбера паровая фаза 15, состоящая из водяного пара, углеводородных газов и легких нефтепродуктов поступает в конденсатор-холодильник 17 и далее в сепаратор 18. В сепараторе происходит отделение газов, легких нефтепродуктов и воды. Газы направляют на факельное хозяйство, легкие нефтепродукты 29 в смеси с остатком из абсорбера возвращают в нижнюю часть ректификационной колонны 7, а воду отправляют на очистку. Разбавление продуктов пропарки и охлаждения кокса тяжелым газойлем перед подачей в абсорбер уменьшает концентрацию высококипящих компонентов в остатке, который выводится из нижней части абсорбера и подается в качестве абсорбента, что свидетельствует о повышении качества разделения. При подаче тяжелого газойля на верхнюю тарелку происходит растворение и смыв высококипящих компонентов с тарелок, расположенных выше тарелок, на которые подают абсорбент с низа абсорбера. В результате обеспечивается значительное сокращение количества высококипящих компонентов, выносимых сверху абсорбера. Подача абсорбента на массообменную тарелку, расположенную в средней части абсорбера (предпочтительно на 3-4-ю тарелку, считая сверху) позволит улучшить абсорбцию и уменьшить количество уносимых сверху абсорбера высококипящих компонентов и в итоге улучшить качество разделения уловленных продуктов. Постоянная промывка конденсатора-холодильника горячим тяжелым газойлем улучшает теплообмен, при такой схеме промывки конденсатор-холодильник будут работать как угодно долго без остановки на очистку. Возврат остатка из абсорбера и отделившихся нефтепродуктов из сепаратора в ректификационную колонну увеличит количество уловленных продуктов, при этом предварительное смешивание сырья с тяжелым газойлем в испарительной колонне с образованием вторичного сырья позволит сохранить загрузку печи для нагрева сырья и сохранить способу замедленного коксования с узлом улавливания продуктов пропарки и охлаждения кокса высокую производительность. (Если же в способе по прототипу вернуть остаток из абсорбера и отделившиеся нефтепродукты из сепаратора в ректификационную колонну, то для сохранения загрузки печи производительность способа по исходному сырью снизится на количество уловленного продукта). Изложенное подтверждается примерами. Пример 1. (По предлагаемому способу). Исходное сырье (гудрон западно-сибирской нефти) подают в испарительную колонну формирования вторичного сырья, где оно смешивается с рециркулятом . Вторичное сырье нагревают в печи и подают в камеру коксования, где происходит образование и накопление кокса. Образовавшиеся в процессе коксования нефтепродукты и водяной пар выводятся сверху камеры и подаются в ректификационную колонну для разделения на дистиллят, легкий и тяжелый газойли и остаток. Тяжелый газойль служит в качестве рециркулята. После заполнения камеры коксом осуществляют его пропарку водяным паром и охлаждение водой. Продукты пропарки и охлаждения кокса, состоящие из воды, газообразных продуктов, нефтепродуктов с температурой кипения 40- 350 °С и плотностью 650-950 кг/м3, нефтепродуктов с температурой кипения выше 350 °С и плотностью выше 950 кг/ м3, из камер коксования поступают в абсорбер. На входе в абсорбер они смешиваются с тяжелым газойлем коксования, имеющим температуру 250 °С. Паровая фаза поднимается в верхнюю часть абсорбера, контактирует на массообменных устройствах с абсорбентом. В качестве абсорбента подается остаток из нижней части абсорбера на 4- ю сверху клапанную тарелку в качестве абсорбента. На верхнюю тарелку абсорбера в качестве орошения подается тяжелый газойль коксования с температурой 120-150 °С. Паровая фаза с верха абсорбера поступает в конденсатор-холодильник, охлаждается, конденсируется и поступает в сепаратор на разделение. В одну из секций конденсатора-холодильника, отключенного от технологического процесса, в качестве промывной жидкости подается тяжелый газойль коксования с температурой 200-250 °С. Сверху сепаратора выводится газообразные продукты, с низа - вода и нефтепродукт. Избыточное количество остатка из нижней части абсорбера возвращается в ректификационную колонну. Вода сбрасывается в канализацию. Пример 2 (по прототипу). Для сравнения было осуществлено коксование того же сырья по прототипу. В таблице 2 приведены материальный баланс процесса и технологический режим коксования согласно предлагаемому способу и способу по прототипу. 35 Как видно из представленных данных, использование предлагаемого способа замедленного коксования нефтяных остатков позволит по сравнению со способом по прототипу увеличить производительность установки с одновременным повышением выхода получаемых продуктов коксования: углеводородного газа, бензина, легкого газойля и кубового газойля
Таблица 2
Технологический режим и материальный баланс коксования
Примеры
Наименование показателей предлагае- способ по мый патенту способ Ко 2410409
Технологический режим
1. Производительность установки по исходному
сырью, т/ч 150 150
2. Количество рециркулята (тяжелого газойля), т/ч 12 12
3. Производительность установки по вторичному
сырью, т/ч 162 162
4. Температура исходного сырья после нагрева в
теплообменнике, °С 250 250
5. Температура исходного сырья на входе в печь, °С - 250
6. Количество водяного конденсата, подаваемого на
входе в змеевик печи, т/ч - 1 ,0
7. Температура исходного сырья на выходе из печи,
°С - 400
8. Температура вторичного сырья на выходе из печи,
°С 500 500 Материальный баланс коксования, т/ч
Взято:
150 150
- исходное сырье
- уловленные продукты пропарки и охлаждения
5 с
кокса
Получено:
13 12
- углеводородный газ по С 5
16,5 15
- бензин (фр. С5 - 180 °С)
46,5 45
- легкий газойль (фр.180-350 °С)
28,0 28,4
- тяжелый газойль (фр.350 °С-к.к.)
7,0 5,0
- кубовый газойль
43,5 43,5
- кокс
0,5
- потери и
150+5
Итого вовлечено в процесс коксования, т/ч 150

Claims

Формула изобретения
Способ замедленного коксования нефтяных остатков Способ замедленного коксования нефтяных остатков, включающий коксование сырья с накоплением кокса в камере, разделение дистиллятных продуктов коксования в ректификационной колонне на парообразные продукты, легкий и тяжелый газойли и тяжелый остаток, пропарку кокса водяным паром и охлаждение водой, подачу продуктов пропарки и охлаждения в абсорбер, снабженный массообменными устройствами, разделение продуктов пропарки и охлаждения в абсорбере на паровую и жидкую фазы, абсорбцию высококипящих нефтепродуктов из паровой фазы путем подачи остатка из нижней части абсорбера на массообменное устройство, охлаждение и конденсация компонентов паровой фазы в конденсаторе-холодильнике и разделение продуктов охлаждения в сепараторе на газ, нефтепродукты и воду, отличающийся тем, что полученный тяжелый газойль коксования разделяют на несколько потоков, один из них используют в качестве рециркулята и смешивают с сырьем в испарительной колонне перед коксованием, другой поток используют для разбавления продуктов пропарки и охлаждения кокса перед подачей в абсорбер, третий поток подают на верхнее массообменное устройство абсорбера, при этом остаток из нижней части абсорбера возвращают на массообменное устройство, расположенное в средней части абсорбера, предпочтительно на третье или четвертое массообменное устройство, а балансовое количество остатка из абсорбера и отделившиеся нефтепродукты из сепаратора возвращают в нижнюю часть ректификационной колонны. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в конденсатор-холодильник подают промывочный продукт, например, тяжелый газойль коксования.
PCT/RU2012/000710 2011-03-10 2012-08-29 Способ замедленного коксования нефтяных остатков WO2014035280A1 (ru)

Priority Applications (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2828163A CA2828163C (en) 2012-08-29 2012-08-29 Delayed coking of petroleum residue
US14/004,247 US20150144530A1 (en) 2012-08-29 2012-08-29 Delayed coking of oil residues
KR1020137026617A KR20140095965A (ko) 2012-08-29 2012-08-29 석유 잔여물의 지연 코킹
PCT/RU2012/000710 WO2014035280A1 (ru) 2012-08-29 2012-08-29 Способ замедленного коксования нефтяных остатков
EP12869591.3A EP2891697A4 (en) 2012-08-29 2012-08-29 PROCESS FOR THE DELAYED CERTAINING OF OIL RESIDUE
JP2014533238A JP2014527572A (ja) 2012-08-29 2012-08-29 石油残渣のディレードコーキング
UAA201311748U UA102510U (uk) 2012-08-29 2012-08-29 Спосіб сповільненого коксування нафтових залишків
BR112013023096A BR112013023096A2 (pt) 2011-03-10 2012-08-29 coqueamento retardado de resíduos de petróleo
CN201280016504.1A CN103814111A (zh) 2012-08-29 2012-08-29 石油残留物的延迟焦化方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2012/000710 WO2014035280A1 (ru) 2012-08-29 2012-08-29 Способ замедленного коксования нефтяных остатков

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014035280A1 true WO2014035280A1 (ru) 2014-03-06

Family

ID=50180697

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2012/000710 WO2014035280A1 (ru) 2011-03-10 2012-08-29 Способ замедленного коксования нефтяных остатков

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20150144530A1 (ru)
EP (1) EP2891697A4 (ru)
JP (1) JP2014527572A (ru)
KR (1) KR20140095965A (ru)
CN (1) CN103814111A (ru)
CA (1) CA2828163C (ru)
UA (1) UA102510U (ru)
WO (1) WO2014035280A1 (ru)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10611971B2 (en) * 2018-03-21 2020-04-07 Honeywell International Inc. Fog computing for raising delayed coker yields
CN111073692B (zh) * 2018-10-19 2022-01-04 中国石油化工股份有限公司 优质石油焦的制备方法及其系统
CN109868154B (zh) * 2019-04-04 2021-11-09 北京奥博斯工程技术有限公司 一种减少延迟焦化装置放空塔重油携带的方法
CN112266799B (zh) * 2020-09-24 2022-01-18 华南理工大学 一种实现吸收稳定系统能耗降低的延迟焦化方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0186955A2 (en) * 1984-12-12 1986-07-09 Mobil Oil Corporation Heavy oil distillation system
SU1263706A1 (ru) * 1982-07-05 1986-10-15 Предприятие П/Я В-2223 Способ прогрева камер замедленного коксовани ,пропарки и охлаждени кокса
RU2209826C1 (ru) 2002-08-06 2003-08-10 ГУП "Башгипронефтехим" Способ получения нефтяного кокса
RU2256687C1 (ru) * 2004-02-02 2005-07-20 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП ИНХП РБ) Способ замедленного коксования нефтяных остатков
RU86948U1 (ru) * 2009-03-19 2009-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Информ-технология" (ООО "Информ-технология")-Российская Федерация Установка улавливания нефтепродуктов из реакторов коксования
RU2410409C1 (ru) 2009-08-13 2011-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" Способ получения нефтяного кокса замедленным коксованием
RU2458098C1 (ru) * 2011-03-05 2012-08-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех" Способ замедленного коксования нефтяных остатков

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6332975B1 (en) * 1999-11-30 2001-12-25 Kellogg Brown & Root, Inc. Anode grade coke production
EA201290014A1 (ru) * 2009-07-28 2012-12-28 Эйч А Ди Корпорейшн Получение продукта с добавленной стоимостью из сопутствующего газа нефтепереработки в условиях больших сдвиговых усилий
RU2437915C1 (ru) * 2010-06-01 2011-12-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех" Способ получения коксующей добавки замедленным коксованием
RU2470064C2 (ru) * 2011-03-10 2012-12-20 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех" Способ замедленного коксования нефтяных остатков
RU2515323C2 (ru) * 2012-07-17 2014-05-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Способ замедленного коксования нефтяных остатков

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1263706A1 (ru) * 1982-07-05 1986-10-15 Предприятие П/Я В-2223 Способ прогрева камер замедленного коксовани ,пропарки и охлаждени кокса
EP0186955A2 (en) * 1984-12-12 1986-07-09 Mobil Oil Corporation Heavy oil distillation system
RU2209826C1 (ru) 2002-08-06 2003-08-10 ГУП "Башгипронефтехим" Способ получения нефтяного кокса
RU2256687C1 (ru) * 2004-02-02 2005-07-20 Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП ИНХП РБ) Способ замедленного коксования нефтяных остатков
RU86948U1 (ru) * 2009-03-19 2009-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Информ-технология" (ООО "Информ-технология")-Российская Федерация Установка улавливания нефтепродуктов из реакторов коксования
RU2410409C1 (ru) 2009-08-13 2011-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" Способ получения нефтяного кокса замедленным коксованием
RU2458098C1 (ru) * 2011-03-05 2012-08-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Проминтех" Способ замедленного коксования нефтяных остатков

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP2891697A4 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN103814111A (zh) 2014-05-21
CA2828163A1 (en) 2014-02-28
US20150144530A1 (en) 2015-05-28
CA2828163C (en) 2016-06-21
KR20140095965A (ko) 2014-08-04
JP2014527572A (ja) 2014-10-16
EP2891697A4 (en) 2016-04-27
EP2891697A1 (en) 2015-07-08
UA102510U (uk) 2015-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108138053B (zh) 热电联合的延迟焦化装置
JP4777423B2 (ja) 炭化水素パイロリシス排出物の処理法
US8435386B2 (en) Method and apparatus for recycle of knockout drum bottoms
CN102634363A (zh) 三塔式常减压焦油蒸馏工艺
WO2014035280A1 (ru) Способ замедленного коксования нефтяных остатков
RU2470064C2 (ru) Способ замедленного коксования нефтяных остатков
US7628197B2 (en) Water quench fitting for pyrolysis furnace effluent
RU86948U1 (ru) Установка улавливания нефтепродуктов из реакторов коксования
CN101851520B (zh) 污泥热解气分级冷凝回收生物油方法
CN113195070A (zh) 净化污染的废油的方法及设备
RU2544994C1 (ru) Способ и установка первичной перегонки нефти
CN109021999B (zh) 一种回收裂解气的装置及其方法和应用
RU2683267C1 (ru) Установка для переработки жидких углеводородов
RU2694771C1 (ru) Способ тепловой регенерации отработанных технологических жидкостей
RU2553734C1 (ru) Способ подготовки нефти
RU2393347C1 (ru) Способ подготовки нефти
CN207734627U (zh) 一种再沸器法负压粗苯蒸馏系统
KR101493966B1 (ko) 폐유의 정제시스템과 그 정제방법
RU2043779C1 (ru) Установка для переработки нефти и нефтепродуктов
RU2548038C1 (ru) Способ переработки нефти
RU2614452C1 (ru) Способ получения дистиллята
RU2790689C1 (ru) Установка и способ перегонки нефтяного сырья
RU2762726C1 (ru) Установка для переработки углеводородного сырья
RU61281U1 (ru) Установка для переработки газоконденсата
RU45387U1 (ru) Установка первичной переработки нефти

Legal Events

Date Code Title Description
REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2012869591

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2012869591

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2014533238

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20137026617

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14004247

Country of ref document: US

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12869591

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: 112013023096

Country of ref document: BR

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 112013023096

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20130910