СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
METHOD OF OIL REFINING

Изобретение относится к способам переработки нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.
Известен способ переработки нефти, включающий нагрев и ввод сырья в ректификационную колонну с подачей паров с верха колонны после частичной конденсации в газосепаратор с получением газа и легкой бензиновой фракции и выделение боковыми погонами колонны через отпарные секции бензиновой и дизельной фракций, а с низа мазута, с использованием острого и циркуляционных орошений и ввода нагретых потоков в колонну и отпарные секции (И.А.Александров. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, 1981, с.148, рис.III-1а).
Недостатком данного способа является низкое качество продуктов разделения, при этом, например, для получения качественного стабильного бензина необходима дополнительная стадия очистки - стабилизация.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ переработки нефти, включающий нагрев и ввод сырья в колонну с подачей паров с верха колонны после частичной конденсации на газосепарацию с получением газа и легкой бензиновой фракции и выделение боковыми погонами колонны через верхнюю и нижние отпарные секции бензиновой и дизельных фракций, а с низа колонны мазута, с использованием острого и циркуляционных орошений и ввода нагретых потоков в колонну и отпарные секции, подачу газа с верха газосепаратора на абсорбцию, с использованием в качестве абсорбента предварительно охлажденного циркуляционного орошения колонны (пат. РФ №2329293, МПК C10G 7/02, оп. 20.07.2008 г.).
Недостатками известного способа являются низкое качество газа по содержанию бензиновых фракций и образование водной фазы на тарелках верхней секции колонны, верхней отпарной секции и в бензиновой фракции, в связи с низкими температурами в этих секциях и подачей водяного пара в низ верхней отпарной секции соответственно увеличиваются коррозия и износ верхней секции колонны и верхней отпарной секции, снижается стабильность работы колонны, так как образование водной фазы на тарелках в некоторых случаях может привести к их захлебыванию.
Задачей настоящего изобретения является улучшение качества газа по содержанию бензиновых фракций, исключение образования водной фазы на тарелках верхней секции колонны, верхней отпарной секции и в бензиновой фракции, уменьшение коррозии и износа верхней секции колонны и верхней отпарной секции и повышение стабильности работы колонны.
Указанная задача решается тем, что в способе переработки нефти, включающем нагрев и ввод сырья в колонну с подачей паров с верха колонны после частичной конденсации на газосепарацию с получением газа и легкой бензиновой фракции и выделение боковыми погонами колонны через верхнюю и нижние отпарные секции бензиновой и дизельных фракций, а с низа колонны мазута, с использованием орошения и циркуляционных орошений и ввода нагретых потоков в колонну и отпарные секции, подачу газа с верха газосепаратора на абсорбцию, с использованием в качестве абсорбента предварительно охлажденного циркуляционного орошения колонны, согласно изобретению боковой погон с низа верхней отпарной секции подвергают отпарке в кипятильнике, а легкую бензиновую фракцию с низа газосепаратора подают на верх колонны и верхней отпарной секции.
За счет отпарки в кипятильнике бокового погона с низа верхней отпарной секции улучшается его отпарка по сравнению с отпаркой водяным паром, и можно повысить качество бензиновой фракции по содержанию газовых компонентов либо, при заданном содержании газовых компонентов в бензиновой фракции, повысить качество газа по содержанию бензиновых фракций. Отказ от подачи водяного пара в верхнюю отпарную секцию исключает образование водной фазы на тарелках верхней отпарной секции и в бензиновой фракции. Подача легкой бензиновой фракции с низа газосепаратора на верх верхней отпарной секции приводит к увеличению температур на тарелках верхней секции колонны, что исключает образование водной фазы на этих тарелках. Все это приводит к уменьшению коррозии и износа верхней секции колонны и верхней отпарной секции и повышению стабильности работы колонны.
На прилагаемом чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа.
Нефть нагревают в теплообменнике 1, в печи 2 и по линии 3 вводят в колонну 4. Пары с верха колонны 4 частично конденсируют в конденсаторе-холодильнике 5, а затем по линии 6 вводят в газосепаратор 7. Верхний боковой погон колонны 4 по линии 8 подают на верх верхней отпарной секции 9. Средний боковой погон колонны 4 по линии 10 подают на верх средней отпарной секции 11. С низа отпарной секции 11 по линии 12 выводят легкую дизельную фракцию. Нижний боковой погон колонны 4 по линии 13 подают на верх нижней отпарной секции 14. С низа отпарной секции 14 по линии 15 выводят тяжелую дизельную фракцию. Пары с верха отпарных секций 9, 11 и 14 соответственно по линиям 16, 17 и 18 возвращают в колонну 4. Из колонны 4 по линии 19 выводят верхнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменнике 20 и по линии 21 возвращают в колонну 4. По линии 22 из колонны 4 выводят нижнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменнике 23, холодильнике 24 и по линии 25 подают на верх абсорбера 26. Остаток с низа абсорбера 26 по линии 27 возвращают в колонну 4. С низа колонны 4 по линии 28 выводят мазут, в низ колонны 4 и отпарных секций 11 и 14 соответственно по линиям 29, 30 и 31 подают нагретые потоки. С верха газосепаратора 7 по линии 32 выводят газ и подают в низ абсорбера 26. С верха абсорбера 26 по линии 33 выводят газ. Боковой погон с низа верхней отпарной секции 9 по линии 34 подают в кипятильник 35, где подвергают отпарке. Пары из кипятильника 35 по линии 36 возвращают в низ отпарной секции 9, а жидкий продукт из кипятильника 35 по линии 37 отводят как бензиновую фракцию. В змеевик кипятильника по линии 38 подают и из змеевика кипятильника 35 по линии 39 отводят теплоноситель. Легкую бензиновую фракцию из газосепаратора 7 по линиям 40 и 41 подают соответственно на верх колонны 4 и верхней отпарной секции 9.
Сравнительные показатели работы схем переработки нефти по прототипу и предлагаемому способу приведены в прилагаемой таблице.
Как видно из таблицы, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет повысить качество газа по содержанию бензиновых фракций. Содержание в нем фракций изо С5 - КК снижается с 2,98 до 1,88% мас. Вследствие исключения подачи водяного пара в низ верхней отпарной секции и повышения температуры верха колонны К-1 с 59 до 90°С исключается возможность образования водной фазы на тарелках верхней секции колонны, верхней отпарной секции и в бензиновой фракции, соответственно снижаются коррозия и износ верхней секции колонны и верхней отпарной секции, повышается стабильность работы колонны, так как образование водной фазы на тарелках в некоторых случаях может привести к их захлебыванию.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет снизить количество конденсата в сухом газе, исключить возможность образования водной фазы на тарелках верхней секции колонны, верхней отпарной секции и в бензиновой фракции, тем самым также улучшить качество получаемых продуктов - сухого газа и стабильного бензина, в котором исключается содержание воды.
Основные показатели работы колонн
Показатели
Вариант 1 (прототип)
Вариант 2 (предлагаемый способ)
1
2
3
Расход, т/ч
сырья
242,81
242,81
газа
3,00
3,00
фр. НК-160°С
52,48
52,48
фр. 150-310°С
63,50
63,50
печного топлива
25,11
25,11
мазута
98,72
98,72
паров с верха атмосферной колонны К-1
176,93
183,84
острого орошения К-1
158,00
128,41
дистиллята К-1 на верх верхней отпарной секции К-2
-
36,85
паров в низ абсорбера К-5
11,43
11,20
орошения на верх К-5
50,70
50,69
жидкости с низа К-5
59,13
58,91
бокового погона в К-2
54,71
31,34
паров с верха К-2
2,39
15,72
паров в низ К-2
0,13
25,00
жидкости с низа К-2
52,48
77,48
бокового погона в среднюю отпарную секцию К-3
82,72
82,87
паров с верха К-3
21,21
21,37
бокового погона в нижнюю отпарную секцию К-4
33,73
33,73
паров с верха К-4
9,96
9,96
циркуляционного орошения (ЦО) К-1
103,18
103,18
водяного пара в низ К-1
4,02
4,02
К-2
0,13
-
К-3
2,01
2,01
К-4
1,34
1,34
Температура, °С
ввода сырья
365
365
ввода водяного пара
350
350
ввода орошения К-1
45
55
ввода орошения К-5
40
40
верха К-1
59
90
низа К-1
350
350
верха К-2
109
86
низа К-2
105
115
в кипятильнике К-2
-
127
верха К-3
194
194
низа К-3
175
175
верха К-4
312
312
низа К-4
296
296
верха К-5
59
59
низа К-5
66
66
вывода бокового погона в К-2
110
137
вывода бокового погона в К-3 и ЦО
200
201
ввода ЦО
90
90
вывода бокового погона в К-4 и абсорбента
317
318
Давление, ата
в емкости орошения К-1
2,50
2,50
верха К-1
3,00
3,00
низа К-1
3,50
3,50
верха К-2
3,25
3,25
низа К-2
3,35
3,35
верха К-3
3,47
3,47
низа К-3
3,57
3,57
верха К-4
2,10
2,10
низа К-4
2,20
2,20
верха К-5
3,55
3,55
низа К-5
3,65
3,65
в кипятильнике К-2
-
3,45
Доля отгона сырья
0,6135
0,6135
Тепло, Гкал/ч
вводимое с сырьем
59,614
59,614
вводимое с водяным паром в низ К-1
4,121
4,121
К-2
0,138
-
К-3
2,061
2,061
К-4
1,374
1,374
подводимое в кипятильнике К-2
-
2,258
отводимое с верха К-1
20,590
21,918
отводимое ЦО К-1
6,499
6,514
отводимое абсорбентом
8,193
8,197
Число теоретических тарелок (двухсливные клапанные)
в 1 секции К-1
5
5
во 2 секции К-1
8
8
в 3 секции К-1 (тарелки ЦО)
2
2
в 4 секции К-1
2
2
в 5 секции К-1
2
2
в 6 секции К-1
4
4
в 7 (отгонной) секции К-1
3
3
в К-2
7
7
в К-3
7
7
в К-4
7
7
в К-5
5
5
Диаметр, м
К-1
4,2
4,2
К-2
1,8
1,8
К-3
1,6
1,6
К-4
1,2
1,2
К-5
1,2
1,2
Содержание фракций, % мас.
изо С<sub>5</sub> - КК в газе
2,98
1,88
НК-С<sub>4 </sub>во фр. НК - 160°С
0,48
0,41
160°С - КК во фр. НК - 160°С
3,95
3,94
НК - 150°С во фр. 150-310°С
4,11
4,11
310°С - КК во фр. 150-310°С
4,61
4,61
НК - 270°С в печном топливе
1,71
1,68
360°С - КК в печном топливе
12,28
12,28
НК - 350°С в мазуте
10,91
10,90