СПОСОБ И УСТАНОВКА ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЯНЫХ ОСТАТКОВ
BLACK OIL DELAYED COKING METHOD AND UNIT

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к способам получения кокса методом замедленного коксования тяжелого нефтяного сырья и к установкам для реализации этих способов.
Известен способ получения нефтяного кокса методом замедленного коксования, в котором обеспечивается нагрев исходного сырья в трубчатой печи, разделение его в сепараторе на легкие фракции и тяжелый остаток, который далее нагревается в трубчатой печи и коксуется в реакторе с отводом парожидкостных продуктов коксования, которые смешиваются с легкими фракциями, выходящими из сепаратора, и далее подвергаются фракционированию в ректификационной колонне, с верха которой отводятся легкие фракции, а с низа - кубовый остаток (квенчинг), который может добавляться в качестве рециркулята в сырье (заявка на изобретение RU №95105937 A1, C10B 55/00, 10.07.1996). Здесь же приводится и описание установки для реализации способа получения нефтяного кокса.
Недостатками данного способа являются:
- разделение исходного сырья на две фракции после его нагрева в трубчатой печи, приводящее к дополнительным энергозатратам, поскольку целесообразно формировать сырье коксования в предыдущем процессе, где образуется данное сырье;
- из реактора коксования при температуре коксования выделяются продукты коксования в паровой фазе, а не в парожидкостном состоянии;
- разделение исходного сырья на две фракции в сепараторе не обеспечивает качественного отделения легких фракций, так как в сепараторе происходит процесс однократного испарения сырья с низким качеством разделения, при котором легкие фракции существенно загрязняются тяжелыми, что ухудшает последующую работу ректификационной колонны, а тяжелый остаток содержит значительную часть легких фракций, которые в реакторе коксования не превращаются в кокс, а подвергаются термодеструкции со значительным выходом дополнительных газов коксования, что отрицательно сказывается на материальном балансе процесса коксования;
- отгон с верха ректификационной колонны легких фракций низкого качества не позволяет использовать их в виде товарного продукта.
Известен также способ замедленного коксования нефтяных остатков и реактор коксования, в котором обеспечивается нагрев первичного исходного сырья в трубчатой печи, смешение его с кубовым остатком (квенчингом) ректификационной колонны с получением вторичного сырья, который далее нагревается в трубчатой печи и коксуется в реакторе с выделением парогазовых продуктов коксования, которые охлаждаются за счет ввода охлаждающей струи и сепарируются в циклоне, при этом паровую фазу отводят из циклона в концентрационную часть ректификационной колонны, а жидкую часть возвращают непосредственно в реактор, ректификационная колонна разделяет продукты коксования на газ, бензин, водный конденсат, отводимые с верха ректификационной колонны, легкий и тяжелый газойль, отводимые боковыми погонами из колонны, кроме того, ректификационная колонна снабжена двумя циркуляционными орошениями (патент на изобретение RU №2339674 C1, C10B 55/00, 27.11.2008). Здесь же приводится и описание установки для реализации способа получения нефтяного кокса.
Недостатками данного способа являются:
- практическая невозможность реализации сепарации в циклоне продуктов коксования на паровую и жидкую части, так как ввод во внутрикольцевое пространство циклона охлаждающей струи приведет к деформации структуры потоков в циклоне, переводя ее из режима закрученной системы, позволяющей разделять парожидкостную неоднородную систему продуктов коксования в режим вытеснения, не приводящий к разделению; циклон может работать в предполагаемом режиме сепарации только при наличии у него рубашки охлаждения, в которую можно подавать охлаждающую струю, однако при этом поверхность теплопередачи конструктивно ограничена размерами циклона и не позволит сконденсировать сколько-нибудь значительную часть продуктов коксования;
- возврат в реактор из циклона смеси охлаждающей струи и предполагаемого конденсата продуктов коксования приведет к снижению температуры в реакторе и, соответственно, снижению выхода кокса;
- в ректификационной колонне не обеспечивается достаточный уровень качества легкого и тяжелого газойля, поскольку подача охлажденного легкого газойля в виде верхнего циркуляционного орошения не обеспечивает четкости выделения легкого газойля по температуре начала кипения, а подача охлажденного тяжелого газойля в виде нижнего циркуляционного орошения не обеспечивает четкости выделения тяжелого газойля по температуре конца кипения;
- получение в данном способе замедленного коксования низкокачественных конечных продуктов из-за неэффективного разделения продуктов коксования не позволяет вырабатывать на установке широкий ассортимент товарной продукции.
Известен также способ замедленного коксования нефтяного сырья, в котором обеспечивается нагрев исходного сырья после смешения его с кубовым остатком (квенчингом) ректификационной колонны в трубчатой печи, коксованием его в реакторе с выделением парогазовых продуктов коксования, которые в дальнейшем разделяются в ректификационной колонне с получением газожидкостной смеси с верха колонны и последующим выделением из нее водного конденсата, газа коксования и бензина коксования, а также с отводом из концентрационной части ректификационной колонны боковыми погонами легкого и тяжелого газойля (патент на изобретение RU №2282656 C1, C10B 55/00, C10B 57/16, 27.08.2006). Здесь же приводится и описание установки для реализации способа получения нефтяного кокса.
Недостатками данного способа являются:
- отделение газа коксования от бензина производится сепарацией в емкости в условиях однократного испарения продукта верха ректификационной колонны с низким качеством разделения, при котором газ коксования будет содержать бензиновые компоненты, а бензин в силу наличия в нем газовых компонентов является нестабильным продуктом;
- отвод из концентрационной части ректификационной колонны боковыми погонами легкого и тяжелого газойля непосредственно с тарелок колонны приводит к существенному ухудшению качества обоих продуктов из-за недостаточной четкости фракционирования, при этом легкий газойль будет содержать в головной части определенную долю бензина и в хвостовой части - определенную долю тяжелого газойля, а тяжелый газойль будет содержать в головной части определенную долю легкого газойля и в хвостовой части - определенную долю квенчинга;
- получение в данном способе замедленного коксования низкокачественных конечных продуктов из-за неэффективного разделения продуктов коксования не позволяет вырабатывать на установке широкий ассортимент товарной продукции.
Известен также способ замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков, включающий нагрев исходного тяжелого нефтяного сырья в трубчатой печи, последующее его коксование в реакторе с отводом продуктов коксования, разделяемых в первой ректификационной колонне с отпарными секциями и с двумя циркуляционными орошениями на жирный газ, бензин, легкий газойль, тяжелый газойль и квенчинг, возвращаемый после смешения с сырьем в печь (Валявин Г.Г., Суюнов P.P., Ахметов С.А., Валявин К.Г. Современные и перспективные термолитические процессы глубокой переработки нефтяного сырья. С-П: Недра, 2010, с. 133-134). Здесь же приводится и описание установки для реализации способа получения нефтяного кокса.
Недостатками данного способа являются:
- отделение газа коксования от бензина производится сепарацией в емкости в условиях однократного испарения продукта верха ректификационной колонны с низким качеством разделения, при котором газ коксования будет содержать бензиновые компоненты, а бензин в силу наличия в нем газовых компонентов является нестабильным продуктом;
- газ, вырабатываемый на установке в количестве 79 тыс. тонн/год или 8,8%, содержит в своем составе ценные углеводороды, которые могут служить сырьем нефтехимии и при последующей переработке обеспечить получение ценной продукции, поэтому использовать далее газ в качестве внутризаводского топлива нецелесообразно;
- при формировании циркуляционных орошений охлаждение легкого и тяжелого газойлей обеспечивается подачей оборотной воды в теплообменники-холодильники, что приводит к существенным энергозатратам на реализацию процесса.
Известен также способ замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков, который может рассматриваться в качестве прототипа, включающий нагрев исходного тяжелого нефтяного сырья в трубчатой печи, последующее его коксование в реакторе с отводом продуктов коксования, разделяемых в первой ректификационной колонне с отпарными секциями на жирный газ, бензин, легкий газойль, тяжелый газойль и квенчинг, возвращаемый после смешения с сырьем в печь, разделение жирного газа методом абсорбции на сухой газ и головку стабилизации в системе фракционирующего абсорбера, второго абсорбера и бутановой колонны (колонна стабилизации бензина); известна также установка замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков, которая может рассматриваться в качестве прототипа, включающая трубчатую печь для нагрева исходного тяжелого нефтяного сырья, реакторы коксования сырья, первую ректификационную колонну с отпарными секциями, фракционирующий абсорбер, второй абсорбер, бутановую колонну (колонна стабилизации бензина), насосы, холодильники, рибойлеры, емкости, трубопроводы, объединяющие технологические аппараты в единую технологическую схему (Сюняев З.И. Производство, облагораживание и применение нефтяного кокса. М.: Химия, 1973, с. 103-104).
Недостатками данного способа являются:
- отвод из концентрационной части ректификационной колонны боковыми погонами с отпарными секциями легкого и тяжелого газойля не позволяет добиться высокого качества этих продуктов, так как у них не обеспечивается достижение необходимой температуры конца кипения в связи с наложением фракций при фракционировании в первой ректификационной колонне;
3
4
- бутановая колонна (колонна стабилизации бензина) позволяет получать только смесь углеводородов C и C, которые содержат широкую гамму углеводородов как парафинового, так и непредельного характера, отдельные компоненты которых могут служить исходным сырьем различных нефтехимических процессов, например пропан-пропиленовая фракция может быть использована для получения полипропилена;
- жирный газ, содержащий, помимо метана, ценную этан-этиленовую фракцию, нецелесообразно использовать в качестве внутризаводского топливного газа;
3
4
- при переработке сернистого сырья жирный газ и получаемая в бутановой колонне (колонна стабилизации бензина) смесь углеводородов C и C будет содержать сероводород и меркаптаны, затрудняющие последующее использование указанных продуктов;
- для функционирования фракционирующего абсорбера и бутановой колонны (колонна стабилизации бензина) для создания парового орошения необходим внешний теплоподвод, обеспечиваемый подачей водяного пара в рибойлеры, что увеличивает энергозатраты на реализацию процесса;
- при высокой единичной производительности установки замедленного коксования образуется большое количество нестандартных конечных продуктов, что создает дополнительные проблемы по их использованию в пределах предприятия.
При создании изобретений ставилась задача расширения ассортимента выпускаемой продукции для установки замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков повышенной производительности, поскольку дополнительная переработка некачественных продуктов коксования на других установках нефтеперерабатывающего завода становится невозможной в силу ограниченности их производительности, обеспечения получения качественного сырья для процессов нефтехимии, снижения энергозатрат и углубления переработки нефти.
Технический результат, на достижение которого направлена группа изобретений, заключается в расширении ассортимента выпускаемой продукции, включающего получение высококачественных этан-этиленовой, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций, а также получении сухого газа с повышенным энергетическим потенциалом за счет концентрирования в нем метана и снижении энергозатрат на реализацию процесса за счет использования вместо водяного пара энергии циркуляционных орошений основной ректификационной колонны.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков, включающем нагрев исходного тяжелого нефтяного сырья в трубчатой печи, последующее его коксование в реакторе с отводом продуктов коксования, разделяемых в основной ректификационной колонне с отпарными секциями и с двумя циркуляционными орошениями на жирный газ, бензин, легкий газойль, тяжелый газойль и квенчинг, возвращаемый после смешения с сырьем в печь, полученный в основной ректификационной колонне жирный газ подвергают последовательно последующей переработке в несколько стадий:
3
4
а) абсорбционное извлечение из жирного газа углеводородов C и C с получением полусухого газа, дополнительно очищаемого от сероводорода хемосорбционным методом;
3
4
б) хемосорбционная очистка углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов;
в) адсорбционная осушка полусухого газа;
г) извлечение из осушенного полусухого газа этан-этиленовой фракции низкотемпературным фракционированием;
3
4
3
4
д) разделение углеводородов C и C на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции методом ректификации, а тепло высокоэнергопотенциальных потоков циркуляционных орошений основной ректификационной колонны используется для подвода тепла в процессы стадии д) и частичного нагрева исходного сырья: тепло верхнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны используется для частичного нагрева исходного сырья и создания парового орошения в колонне разделения углеводородов C и C на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции методом ректификации на стадии д) и тепло нижнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны используется для частичного нагрева исходного сырья.
3
4
3
4
3
4
3
4
3
4
На стадии а) абсорбционное извлечение из жирного газа углеводородов C и C с получением полусухого газа выполняют последовательно в двух абсорберах, при этом абсорбционное извлечение из жирного газа основного количества углеводородов C и C в первом абсорбере обеспечивается путем фракционирующей абсорбции при наличии в первом абсорбере двух циркуляционных орошений, снимающих от встречных неравновесных потоков газа и абсорбента теплоту абсорбции углеводородов C и C и интенсифицирующих процесс абсорбции. Целесообразно также абсорбционное извлечение из жирного газа углеводородов C и C в первом абсорбере обеспечивать использованием в качестве абсорбентов стабильного и нестабильного бензинов, при этом для интенсификации абсорбционного процесса подавать стабильный бензин на верх первого абсорбера, а нестабильный бензин подавать в среднюю часть первого абсорбера между вводом стабильного бензина и жирного газа. Абсорбционное извлечение из жирного газа остаточных количеств углеводородов C и C во втором абсорбере с получением полусухого газа обеспечивается использованием в качестве абсорбента легкого газойля, выводимого из основной ректификационной колонны снизу соответствующей отпарной секции колонны. Далее полусухой газ, содержащий сероводород, очищается от последнего хемосорбционной очисткой с использованием в качестве реагента метилдиэтаноламина или сульфолана или их смесь в соотношении 1:1 масс.
3
4
На стадии б) выполняют хемосорбционную очистку углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов с использованием в качестве реагента метилдиэтаноламина или сульфолана или их смесь в соотношении 1:1 масс.
На стадии в) для адсорбционной осушки полусухого газа используют цеолит NaA, обладающий повышенной влагоемкостью при низкой концентрации паров воды в осушаемом газе, целесообразно при этом применять гранулированный цеолит NaA с размером гранул не более 3,5 мм для снижения диффузионного сопротивления при адсорбции паров воды. Регенерацию адсорбента после его насыщения водой выполняют при температуре не менее 190°C не менее 4 часов с подачей горячего газа противотоком по отношению к направлению подачи полусухого газа при его адсорбционной осушке или проводят регенерацию адсорбента под вакуумом при остаточном давлении не более 0,02 МПа.
На стадии г) извлечение этан-этиленовой фракции из полусухого газа осуществить низкотемпературным фракционированием под давлением, что позволит несколько повысить температуру в ректификационной колонне и снизить затраты на использование дорогостоящих низкотемпературных хладагентов; при этом низкотемпературное фракционирование необходимо проводить под давлением не менее 4,00 МПа - вблизи критических параметров этана и этилена, поскольку у этана и этилена критические давления составляют соответственно 4,80 МПа и 5,03 МПа при критических температурах соответственно 32,27°C и 9,90°C (Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Физматгиз, 1963. - 198 с.). При низких давлениях в ректификационной колонне пришлось бы поддерживать температуру минус 40°C - минус 30°C.
При переработке тяжелых нефтяных остатков в связи с их высокой вязкостью целесообразно подавать их на установку замедленного коксования при температуре не менее 200°C.
Указанный технический результат достигается также тем, что в установке замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков, включающей трубчатую печь для нагрева исходного тяжелого нефтяного сырья, реакторы коксования сырья, основную ректификационную колонну с отпарными секциями и с двумя циркуляционными орошениями, насосы, холодильники, рибойлеры, емкости, трубопроводы, объединяющие технологические аппараты в единую технологическую схему, дополнительно имеются следующие блоки:
3
4
а) абсорбционного извлечения из жирного газа углеводородов C и C с получением полусухого газа, дополнительно очищаемого от сероводорода хемосорбционным методом;
3
4
б) хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов;
в) адсорбционной осушки полусухого газа;
г) извлечения из осушенного полусухого газа этан-этиленовой фракции низкотемпературным фракционированием;
3
4
3
4
д) разделения углеводородов C и C на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции методом ректификации, при этом тепло верхнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны соединено прямым и обратным трубопроводами с системами частичного нагрева исходного сырья и создания парового орошения в колонне разделения углеводородов C и C на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции методом ректификации на стадии д) и система нижнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны соединена прямым и обратным трубопроводами с системой частичного нагрева исходного сырья.
3
4
3
4
Дополнительный блок а) абсорбционного извлечения из жирного газа углеводородов C и C с получением полусухого газа содержит два последовательно соединенных абсорбера, колонны стабилизации бензина и хемосорбционной очистки полусухого газа от сероводорода, при этом первый фракционирующий абсорбер имеет два циркуляционных орошения и штуцера ввода жирного газа, ввода в качестве абсорбентов стабильного и нестабильного бензинов, вывода насыщенного бензинового абсорбента и вывода частично очищенного жирного газа, второй абсорбер имеет штуцера ввода частично очищенного жирного газа, ввода в качестве абсорбента легкого газойля из основной ректификационной колонны, вывода насыщенного абсорбента легкого газойля и вывода полусухого газа, колонну стабилизации бензина с системой создания парового орошения и штуцера ввода насыщенного бензинового абсорбента, вывода стабильного бензина и вывода смеси углеводородов C и C с примесью сероводорода и колонну хемосорбционной очистки полусухого газа от сероводорода со штуцерами ввода реагента метилдиэтаноламина или сульфолана или их смеси, ввода полусухого газа, вывода очищенного от сероводорода полусухого газа и вывода отработанного реагента. Целесообразно, чтобы первый фракционирующий абсорбер, второй абсорбер, колонна стабилизации бензина и колонна хемосорбционной очистки полусухого газа представляли собой вертикальные колонные аппараты с контактными устройствами в виде тарелок или насадок.
3
4
3
4
3
4
Дополнительный блок б) хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов содержит вертикальную колонну с контактными устройствами в виде тарелок или насадок и штуцерами ввода смеси углеводородов C и C с примесью сероводорода и меркаптанов, ввода реагента метилдиэтаноламина или сульфолана или их смеси, вывода отработанного реагента и вывода углеводородов C и C
Дополнительный блок в) адсорбционной осушки полусухого газа состоит, по крайней мере, из одного адсорбера и одного десорбера идентичной конструкции, работающих попеременно, и содержит дополнительно воздуходувку, соединенную с топкой под давлением со штуцером вывода горячего воздуха. Адсорбер может представлять собой полый аппарат, заполненный насыпным слоем адсорбента, со штуцерами ввода полусухого газа, вывода осушенного полусухого газа, ввода и вывода горячего воздуха или аппарат с трубным пучком, заполненным насыпным слоем адсорбента, со штуцерами ввода полусухого газа в трубный пучок адсорбера, вывода осушенного полусухого газа из трубного пучка, ввода и вывода горячего воздуха в межтрубное пространство адсорбера.
Дополнительный блок г) извлечения из осушенного полусухого газа этан-этиленовой фракции низкотемпературным фракционированием содержит вертикальную колонну с контактными устройствами в виде тарелок или насадок, системами создания парового и жидкого орошения и штуцерами ввода осушенного полусухого газа, выводов сухого газа и этан-этиленовой фракции.
3
4
3
4
Дополнительный блок д) разделения углеводородов C и C на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции методом ректификации содержит вертикальную колонну с контактными устройствами в виде тарелок или насадок, системами создания парового и жидкого орошения и штуцерами ввода углеводородов C и C, вывода пропан-пропиленовой фракции и вывода бутан-бутиленовой фракции.
На фиг. 1 приведена схема установки замедленного коксования по предлагаемым изобретениям.
Схема установки замедленного коксования по предлагаемому изобретению содержит следующие позиции:
1 - трубчатая печь;
2 - реактор замедленного коксования;
3 - основная ректификационная колонна;
4 - первый фракционирующий абсорбер;
5 - колонна стабилизации;
6 - второй абсорбер;
7 - колонна хемосорбционной очистки полусухого газа;
8 - адсорбер;
9 - десорбер;
10 - топка под давлением;
11 - колонна деэтанизации;
3
4
12 - колонна хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов;
13 - колонна разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций;
14, 15 - отпарные колонны;
16-19 - теплообменники;
20-28 - конденсаторы-холодильники;
29-32 - рибойлеры;
33-34 - газосепараторы;
35-39 - емкости;
40-44 - насосы;
45-46 - компрессоры;
47-132 - трубопроводы.
Заявляемый способ замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков осуществляется следующим образом. Нефтяные остатки, представляющие собой сырье коксования, с температурой не менее 200°C подаются насосом в систему теплообменников, где нагреваются до 296°C, далее поступают в трубчатую печь 1. Нагретое до 480°C сырье коксования направляется в реактор замедленного коксования 2, снизу которого по завершении процесса коксования периодически отводится кокс. Сверху реактора замедленного коксования 2 продукты реакции направляются на разделение в основную ректификационную колонну 3, сверху которой газы и бензиновые пары отводятся в конденсатор-холодильник 22, далее конденсат подается в газосепаратор 33 для разделения на кислую воду, бензин и жирный газ, при этом уходящий сверху сепаратора жирный газ компримируется в компрессоре 45 и после охлаждения в конденсаторе-холодильнике 23 направляется в газосепаратор 34, где разделяется на жирный газ, газовый конденсат и воду. Жирный газ и газовый конденсат из газосепаратора 34 направляются в первый фракционирующий абсорбер 4. Бензин, выводимый из газосепаратора 33, частично подается в основную ректификационную колонну 3 в качестве орошения, а балансовое количество отводится в качестве нестабильного абсорбента в первый фракционирующий абсорбер 4. Боковые погоны из основной ректификационной колонны 3 в виде легкого и тяжелого газойлей выводятся соответственно из отпарных колонн 14 и 15. Для доведения температуры вспышки нефтепродуктов до требуемых норм в каждую отпарную колонну подается острый водяной пар. Тепло потоков легкого и тяжелого газойлей частично используется для подогрева поступающего на установку сырья коксования, далее легкий и тяжелый газойли охлаждаются и выводятся с установки. Основная ректификационная колонна 3 снабжена верхним и нижним циркуляционными орошениями, тепло которых частично используется для нагрева исходного сырья, кроме того, тепло верхнего циркуляционного орошения используется в системе создания парового орошения в колонне разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций 13.
3
4
3
4
3
4
Газовый конденсат и жирный газ из газосепаратора 34 поступают в первый фракционирующий абсорбер 4 для разделения на полусухой газ и нестабильный бензин. Сверху первого фракционирующего абсорбера 4 частично очищенный жирный газ поступает во второй абсорбер 6 для дополнительной абсорбции углеводородов C и C, при этом в качестве абсорбента используется легкий газойль, выводимый из основной ректификационной колонны 3 снизу соответствующей отпарной секции колонны. Сверху второго абсорбера 6 полусухой газ, представляющий собой смесь углеводородов C и C с примесью сероводорода и меркаптанов, направляется в колонну хемосорбционной очистки полусухого газа 7, где в качестве реагента используется 40% раствор метилдиэтаноламина, для очистки углеводородного газа от сероводорода, далее очищенный от сероводорода полусухой газ, представляющий собой углеводороды C и C, проходит систему осушки, поступая сверху вниз через слой адсорбента в адсорбере 8, после которого осушенный полусухой газ направляется в колонну деэтанизации 11, сверху которой выводится сухой газ, преимущественно содержащий метан, а снизу этан-этиленовая фракция. Регенерация адсорбента осуществляется в десорбере 9 подачей из топки под давлением 10 горячего газа, проходящего слой адсорбента снизу вверх. Попеременность стадий адсорбции и регенерации адсорбента обеспечивается переключением аппарата 9 на режим работы «адсорбция» и аппарата 8 на режим работы «десорбция» после насыщения адсорбента влагой.
3
4
3
4
3
4
Насыщенный бензиновый абсорбент, выводимый снизу первого фракционирующего абсорбера 4, направляется на стабилизацию в колонну стабилизации 5, часть полученного при этом стабильного бензина используется в качестве второго абсорбента в первом фракционирующем абсорбере 4, а оставшаяся часть стабильного бензина выводится с установки как конечный продукт. Для очистки от сероводорода смеси углеводородов C и C с примесью сероводорода, выводимой сверху колонны стабилизации 5, направляют в колонну хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов 12, где в качестве реагента используется 40% раствор метилдиэтаноламина. Очищенные углеводороды C и C далее поступают в колонну разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций 13, из которой сверху отводится пропан-пропиленовая, а снизу - бутан-бутиленовая фракции.
Установка замедленного коксования реализуется по предлагаемому изобретению следующим образом:
Нефтяные остатки, представляющие собой сырье коксования, по трубопроводу 132 поступают в насос 40 и по линии 47 подаются в теплообменник 16, где нагреваются за счет тепла легкого газойля, поступающего в теплообменник 16 по линии 49 и далее отводимого по линии 48. Далее подогретое сырье по трубопроводу 50 нагревается в теплообменнике 17, где оно нагревается за счет тепла верхнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны 3, поступающего в теплообменник 17 по линии 52 и далее отводимого по линии 51. Затем нагретое сырье по трубопроводу 53 поступает в теплообменник 18, где нагревается за счет тепла тяжелого газойля, поступающего по линии 54 и далее отводимого по линии 55. После этого исходное сырье по линии 56 нагревается в теплообменнике 19, где оно нагревается за счет тепла нижнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны 3, поступающего в теплообменник 19 по линии 57 и далее отводимого по линии 59.
После частичного нагрева в системе теплообменников 16-19 сырье по линии 58 смешивается с остатком (квенчингом) основной ректификационной колонны 3, выводимым по линии 60, после чего нагретое сырье коксования насосом 41 по линии 61 поступает в трубчатую печь 1, где нагревается до необходимой температуры процесса коксования, далее по линии 62 нагретое сырье поступает в реактор 2, снизу которого выводится кокс по линии 63, а сверху отводятся в паровой фазе продукты коксования, которые по трубопроводу 66 подают в нижнюю часть основной ректификационной колонны 3.
3
Сверху основной ректификационной колонны 3 по линии 67 отводятся пары бензина, водяной пар и углеводородный газ, которые далее охлаждаются в холодильнике-конденсаторе 22 и по линии 68 поступают в газосепаратор 33, откуда по линии 76 отводится нестабильный бензин, часть потока которого по линии 77 подается в основную ректификационную колонну 3 в виде острого орошения на верхнюю тарелку, а балансовое количество нестабильного бензина в качестве второго абсорбента по линии 74 подается в среднюю часть первого фракционирующего абсорбера 4 между вводом стабильного бензина (первого абсорбента) и жирного газа совместно с конденсатом компрессии. Снизу газосепаратора 33 вода по линии 75 отводится с установки в канализацию промышленных стоков. Газ по линии 69 с верха газосепаратора 33 подается в компрессор 45 и далее по трубопроводу 70 поступает в конденсатор-холодильник 23 и по линии 71 поступает в газосепаратор 34, где происходит отделение жирного газа от газоконденсата и технологической воды. Газоконденсат по линии 73 поступает в насос 43 и по линии 87 поступает в первый фракционирующий абсорбер 4 ниже третьего циркуляционного орошения совместно с жирным газом, поступающим по линии 86 из газосепаратора 34, для извлечения углеводородов C и выше, а вода по линии 72 отводится из газосепаратора 34 в канализацию промышленных стоков.
3
4
Температура низа первого фракционирующего абсорбера 4 поддерживается нагревом насыщенного бензинового абсорбента, поступающего в рибойлер 30 по линии 91. Паровое орошение низа первого фракционирующего абсорбера 4 поступает из рибойлера 30 в низ первого фракционирующего абсорбера 4 по линии 89. Балансовая часть насыщенного бензинового абсорбента фракционирующего абсорбера 4 из рибойлера 30 по линии 92 поступает в колонну стабилизации 5 для отделения смеси углеводородов C и C с примесью сероводорода от стабильного бензина, возвращаемого в первый фракционирующий абсорбер 4 в качестве абсорбента.
Стабильный бензин, отводимый с низа колонны стабилизации 5 по линии 114, поступает в рибойлер с паровым пространством 31, из которого пары по линии 115 возвращаются в низ колонны стабилизации 5, а стабильный бензин из рибойлера 31 по линии 116 подается в холодильник 24, где охлаждается и отправляется на верх первого фракционирующего абсорбера 4 в качестве первого абсорбента.
3
4
3
4
3
4
Пары, представляющие собой смесь углеводородов C и C с примесью сероводорода, с верха колонны стабилизации 5 по линии 113 поступают в холодильник 25, далее в емкость для сбора конденсата 37, из которой часть конденсата по линии 117 возвращается в колонну стабилизации 5 в качестве орошения, а оставшаяся часть смеси углеводородов C и C с примесью сероводорода отводится по линии 118 в промежуточную емкость 38 и далее по линии 119 поступает в колонну хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов 12.
3
4
3
4
3
4
3
4
На верх колонны хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов 12 по линии 120 поступает в качестве реагента 40% раствор метилдиэтаноламина. С низа колонны хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов 12 по линии 121 отводится отработанный реагент. С верха колонны хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов 12 по линии 122 очищенные углеводороды C и C поступают в колонну разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций 13, откуда сверху по линии 123 поток пропан-пропиленовой фракции поступает в холодильник 26 и далее по линии 124 перетекает в емкость для сбора конденсата 39, из которой пропан-пропиленовая фракция по линии 126 отводится с установки, а часть конденсата по линии 125 возвращается в колонну разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций 13 в качестве орошения. Бутан-бутиленовая фракция, отводимая с низа колонны разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций 13 по линии 127, поступает в рибойлер с паровым пространством 32, из которого пары по линии 128 возвращаются в низ колонны разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций 13, а бутан-бутиленовая фракция по линии 129 выводится с установки.
Неабсорбированный в первом фракционирующем абсорбере 4 частично очищенный жирный газ по линии 88 подаются в низ второго абсорбера 6, на верх которого подается по линии 93 в качестве абсорбента продукт, выводимый из основной ректификационной колонны 3 в качестве части легкого газойля после отпарки в отпарной колонне 14. С низа второго абсорбера 6 по линии 94 насыщенный абсорбент легкого газойля возвращается в основную ректификационную колонну 3 ниже ввода потока отпарки легкого газойля из отпарной колонны 14 по линии 78. С верха второго абсорбера 6 по линии 95 отгоняется полусухой газ, который проходит через промежуточную емкость 35, и далее по линии 96 поступает в низ колонны хемосорбционной очистки полусухого газа 7, куда в качестве реагента по линии 131 подается 40% раствор метилдиэтаноламина. Снизу колонны хемосорбционной очистки полусухого газа 7 по линии 98 выводится отработанный реагент, а сверху по линии 97 очищенный от сероводорода полусухой газ, который далее поступает в адсорбер 8, снизу которого по линии 99 осушенный полусухой газ поступает в компрессор 46 и далее по линии 105, охладившись в холодильнике 27, поступает в колонну деэтанизации 11 по линии 104, снизу которой кубовая жидкость по линии 110 поступает в рибойлер 29, после чего часть возращается по линии 111 в колонну диэтанизации 11, а другая часть по линии 112 отводится с установки, сверху которой по линии 107 сухой газ, преимущественно содержащий метан, охлаждаясь в холодильнике 28, поступает по линии 108 в емкость 36, снизу которой сконденсированный сухой газ, преимущественно содержащий метан, по линии 109 возвращается в колонну деэтанизации 11, а сухой газ, преимущественно содержащий метан, по линии 106 поступает в холодильник 27, где нагревается и по линии 103 выводится с установки в качестве сухого (топливного) газа.
Адсорбер 8 работает периодически и после насыщения адсорбента извлеченной из полусухого газа влагой переключается на стадию регенерации адсорбента, рассматриваясь при этом как десорбер 9, при этом в нижнюю часть десорбера 9 по линии 100 из топки 10 под давлением поступает горячий газ, а сверху десорбера 9 отводятся по линии 101 влажные газы регенерации адсорбента, сбрасываемые далее на факел (на фиг. 1 не показан). В топку 10 поступает топливный газ по линии 102.
Первый фракционирующий абсорбер 4 снабжен системой циркуляционных орошений 90, представляющей собой три циркуляционных орошения и обеспечивающей отвод тепла абсорбции углеводородов, приводящей к интенсификации абсорбции легких углеводородов, от жидкого абсорбента, стекающего по тарелкам первого фракционирующего абсорбера 4.
Основная ректификационная колонна 3 снабжена двумя отпарными колоннами 14 и 15, верхним и нижним циркуляционными орошениями, которые выводятся из основной ректификационной колонны 3 соответственно по линиям 52 и 57 и возвращаются в основную ректификационную колонну 3 соответственно по линиям 64 и 65. С низа основной ректификационной колонны 3 кубовая жидкость, содержащая тяжелые углеводороды, по линии 60 смешивается с исходным сырьем, поступающим по линии 58.
Поток легкого газойля, выводящийся из основной ректификационной колонны 3 по линии 79, поступает в отпарную колонну 14, в которую по линии 80 подается водяной пар для отпарки легких компонентов, с верху отпарной колонны 14 по линии 78 пары легких углеводородов возвращаются в основную ректификационную колонну 3. С низа отпарной колонны 14 легкий газойль по линии 85 проходит через насос 44, далее по линии 49 поступает в теплообменник 16, где охлаждается за счет частичного нагрева исходного сырья, поступающего по линии 47 в теплообменник 16 и выводимого по линии 50 для его дальнейшего нагрева, далее из теплообменника 16 по линии 48 отводится поток легкого газойля, одна часть которого, охладившись предварительно в теплообменнике (на фиг. 1 не показан), подается в качестве абсорбента во второй абсорбер 6 по линии 93, а оставшееся количество легкого газойля выводится с установки.
Поток тяжелого газойля, выводимый из основной ректификационной колонны 3 по линии 82, поступает в отпарную колонну 15, в которую по линии 83 подается водяной пар для отпарки легких компонентов, с верху отпарной колонны 15 по линии 81 пары легких углеводородов возвращаются в основную ректификационную колонну 3, с низу отпарной колонны 15 тяжелый газойль по линии 84 проходит через насос 42 и поступает в теплообменник 18, где охлаждается за счет частичного нагрева исходного сырья и далее поток тяжелого газойля по линии 55 выводится с установки. Нагреваемое сырье поступает по линии 53 в теплообменник 18 и выходит из него по линии 56 для дальнейшего нагрева.
Среднее циркуляционное орошение, отводимое из основной ректификационной колонны 3 по линии 52, выступает в качестве теплоносителя, подаваемого последовательно в теплообменник 17 и рибойлер 32, при этом поток горячего легкого газойля из ректификационной колонны 3 по линии 52 поступает для нагревания в теплообменник 17, после которого по линии 51 поток легкого газойля направляется в рибойлер 32. После регенерации тепла в рибойлере 32 поток легкого газойля по линии 130 охлаждается в холодильнике 20 и по линии 64 возвращается в зону среднего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны 3.
Нижнее циркуляционное орошение, отводимое из основной ректификационной колонны 3 по линии 57, выступает в качестве теплоносителя, подаваемого в теплообменник 19, после которого поток тяжелого газойля по линии 59 направляется в холодильник 21, где он охлаждается и по линии 65 возвращается в зону нижнего циркуляционного орошения основной ректификационной колонны 3.
В качестве примеров приведены результаты расчетов установки замедленного коксования по прототипу и заявляемому изобретению.
2
2
2
Пример 1. При расчете установки замедленного коксования по прототипу принято, что в основной ректификационной колонне массообменная зона соответствует 20 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа колонны составляли соответственно 142 и 393°C, при температуре ввода сырья из реактора коксования 410°C при давлении 3,9 кгс/см. В первом фракционирующем абсорбере массообменная зона соответствует 34 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа абсорбера составляли соответственно 44 и 195°C, при подаче сырья - газового конденсата и жирного газа - на 25 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха абсорбера) при температуре 40°C и давлении 18 кгс/см и абсорбентов - нестабильного и стабильного бензинов - соответственно на 17 и на 1 теоретическую тарелки. Во втором абсорбере массообменная зона соответствует 6 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа абсорбера составляли соответственно 43 и 46°C, при подаче сырья - полусухого газа - на 6 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха абсорбера) при температуре 44°C и абсорбента - легкого газойля - соответственно на 1 теоретическую тарелку. В колонне стабилизации массообменная зона соответствует 29 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа абсорбера составляли соответственно 58 и 215°C, при подаче сырья - нестабильного бензина - на 19 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха колонны) при температуре 200°C и давлении 16,8 кгс/см.
В таблицах 1 и 2 приведены выходы и ассортимент конечной продукции по прототипу при расходе исходного сырья 173,7 т/ч.
2
2
2
Пример 2. При расчете установки замедленного коксования по заявляемому изобретению принято аналогично прототипу, что в основной ректификационной колонне массообменная зона соответствует 20 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа колонны составляли соответственно 142 и 393°C, при температуре ввода сырья из реактора коксования 410°C при давлении 3,9 кгс/см. В первом фракционирующем абсорбере массообменная зона соответствует 34 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа абсорбера составляли соответственно 44 и 195°C, при подаче сырья -газового конденсата и жирного газа - на 25 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха абсорбера) при температуре 40°C и давлении 18 кгс/см и абсорбентов - нестабильного и стабильного бензинов - соответственно на 17 и на 1 теоретическую тарелки. Во втором абсорбере массообменная зона соответствует 6 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа абсорбера составляли соответственно 43 и 46°C, при подаче сырья - полусухого газа - на 6 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха абсорбера) при температуре 44°C и абсорбента - легкого газойля - соответственно на 1 теоретическую тарелку. В колонне стабилизации массообменная зона соответствует 29 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа колонны стабилизации составляли соответственно 58 и 215°C, при подаче сырья - нестабильного бензина - на 19 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха колонны) при температуре 200°C и давлении 16,8 кгс/см.
2
2
2
2
2
3
4
3
4
3
4
Кроме того, в дополнительных аппаратах по заявляемому изобретению приняты следующие технологические параметры. В колонне хемосорбционной очистки полусухого газа от сероводорода массообменная зона соответствует 5 теоретическим тарелкам, давление в колонне составляет 22 кгс/см, при подаче сырья - полусухого газа - на 5 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха колонны) при температуре 40°C и реагента - 40% раствора метилдиэтаноламина - соответственно на 1 теоретическую тарелку. В блоке адсорбционной осушки полусухого газа в адсорберы-десорберы из расчета продолжительности стадии адсорбции 12 часов загружалось 4,5 т цеолита NaA, что обеспечивало снижение содержания влаги в процессе осушки полусухого газа с 0,4% масс. до 0,001% масс. Адсорберы-десорберы имеют диаметр и высоту слоя адсорбента соответственно 1 м и 8,1 м. Температура стадии регенерации адсорбента 320°C. В колонне деэтанизации массообменная зона соответствует 24 теоретическим тарелкам, давление в колонне составляет 45 кгс/см, при подаче сырья - осушенного полусухого газа - на 10 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха колонны) при температуре 10°C и давлении 45 кгс/см. Температуры верха и низа колонны деэтанизации составляют соответственно минус 46°C и плюс 25°C. В колонне хемосорбционной очистки углеводородов C и C от сероводорода и меркаптанов массообменная зона соответствует 5 теоретическим тарелкам, давление в колонне составляет 22 кгс/см, при подаче сырья - углеводородов C и C - на 5 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха колонны) при температуре 40°C и реагента - 40% раствора метилдиэтаноламина - соответственно на 1 теоретическую тарелку. В колонне разделения пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций массообменная зона соответствует 35 теоретическим тарелкам, температуры верха и низа колонны разделения составляли соответственно 49 и 107°C, при подаче сырья - углеводородов C и C - на 20 теоретическую тарелку (счет тарелок с верха колонны) при температуре 47°C и давлении 22,0 кгс/см.
В таблицах 3 и 4 приведены выходы и ассортимент конечной продукции по заявляемому изобретению при расходе исходного сырья 173,7 т/ч, в таблице 5 приведены данные по полезному использованию тепла циркуляционных орошений и газойлевых продуктов основной ректификационной колонны.
2
Сопоставление данных таблиц 1 и 3 показывает, что использование заявляемого изобретения позволяет увеличить ассортимент получаемой продукции за счет разделения рефлюкса и сухого газа, используемого в прототипе в качестве топлива. Наличие в заявляемом способе замедленного коксования дополнительных систем очистки и разделения рефлюкса и сухого газа позволяет получить 8 конечных продуктов вместо 6 по прототипу, при этом дополнительно вырабатываются такие ценные для нефтехимических процессов продукты, как этан-этиленовая, пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции. Дополнительным положительным эффектом заявляемого изобретения является, как следует из сопоставления таблиц 2 и 4, существенное повышение качества конечных продуктов, которые могут быть непосредственно использованы далее в качестве сырья в процессах нефтехимии. Например, содержание сероводорода по прототипу в сухом газе составляет 1764 кг/ч (15,66% масс.) и в рефлюксе - 58 кг/ч (0,58% масс.), тогда как по заявляемому изобретению содержание сероводорода в конечных получаемых продуктах близко к нулю и в совокупности составляет 0,05 кг/ч. Кроме того, отводимый с установки сухой газ, используемый далее в качестве топлива, содержит по прототипу более 38% масс. углеводородов С, а после его многостадийной очистки по заявляемому изобретению - около 17% масс., при этом энергетический потенциал очищенного сухого газа по сравнению с прототипом возрос с 10532,5 до 12284,4 ккал/кг, то есть на 16,6%.
3
4
Анализ таблицы 5 показывает, что несмотря на необходимость охлаждения легкого и тяжелого газойлей до конечной температуры 60°C, а верхнего и нижнего циркуляционных орошений соответственно до 150 и 244°C, требующих теплосъема в холодильниках, все же заявляемое изобретение позволяет полезно использовать на частичный нагрев исходного сырья и создание парового орошения в колонне разделения углеводородов C и C на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции методом ректификации на уровне более 30% от потенциального тепла высокоэнергопотенциальных потоков основной ректификационной колонны.
Таким образом, использование предлагаемого способа и установки замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков обеспечивает увеличение ассортимента и качества вырабатываемых продуктов и существенную экономию тепла высокоэнергопотенциальных потоков основной ректификационной колонны.
Таблица 1
Продукт
Выход, т/ч
Сухой газ
11,30
Рефлюкс
10,00
Стабильный бензин
163,30
Легкий газойль
53,00
Тяжелый газойль
52,30
Кокс
38,10
Таблица 2
Компоненты
Рефлюкс
Сухой газ
% масс.
кг/ч
% масс.
кг/ч
Н<sub>2</sub>O
0,00
0,02
1,00
112,86
Н<sub>2</sub>
0,00
0,00
1,07
120,79
CН<sub>4</sub>
0,00
0,00
44,02
4959,55
H<sub>2</sub>S
0,58
57,99
15,66
1764,02
С<sub>2</sub>H<sub>6</sub>
0,29
28,68
33,83
3810,98
С<sub>2</sub>Н<sub>4</sub>
0,00
0,03
4,20
472,96
C<sub>3</sub>H<sub>8</sub>
42,13
4230,51
0,02
2,20
С<sub>3</sub>Н<sub>6</sub>
19,69
1977,59
0,06
6,82
Сумма C<sub>4</sub>
36,64
3679,23
0,05
6,03
C<sub>5</sub> и выше
0,67
67,43
0,08
9,49
Таблица 3
Продукт
Выход, т/ч
Сухой газ
6,10
Стабильный бензин
163,30
Легкий газойль
53,00
Тяжелый газойль
52,30
Этан-этиленовая фракция
3,30
Пропан-пропиленовая фракция
6,30
Бутан-бутиленовая фракция
3,70
Кокс
38,10
Таблица 4
Компоненты
Сухой газ
Этан-этиленовая фракция
Пропан-пропиленовая фракция
Бутан-бутиленовая фракция
% масс.
кг/ч
% масс.
кг/ч
% масс.
кг/ч
% масс.
кг/ч
Н<sub>2</sub>O
0,01
0,44
0,00
0,00
0,08
5,01
0,00
0,00
Н<sub>2</sub>
1,97
120,38
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
СH<sub>4</sub>
80,88
4933,34
0,50
16,33
0,00
0,00
0,00
0,00
H<sub>2</sub>S
0,00
0,01
0,00
0,03
0,00
0,01
0,00
0,00
С<sub>2</sub>Н<sub>6</sub>
12,58
767,29
92,80
3031,65
0,46
28,66
0,00
0,00
С<sub>2</sub>Н<sub>4</sub>
4,57
278,48
5,95
194,39
0,00
0,03
0,00
7,98
C<sub>3</sub>Н<sub>8</sub>
0,00
0,00
0,07
2,19
67,41
4221,62
0,21
0,74
С<sub>3</sub>H<sub>6</sub>
0,00
0,00
0,21
6,78
31,55
1975,70
0,02
3647,69
Сумма C<sub>4</sub>
0,00
0,00
0,18
6,01
0,50
31,31
97,95
0,00
C<sub>5</sub> и выше
0,00
0,00
0,28
9,55
0,00
0,00
1,80
67,43
Таблица 5
Потоки
Потенциальное тепло потока, Гкал/ч
Полезно используемое тепло, Гкал/ч
Степень утилизации тепла, %
на нагрев сырья
в рибойлере колонны разделения
Верхнее циркуляционное орошение
10,99
2,11
1,32
31,20
Нижнее циркуляционное орошение
0,47
0,39
-
83,00
Легкий газойль
5,37
1,33
-
24,80
Тяжелый газойль
8,40
2,52
-
30,00
Всего
25,23
6,35
1,32
30,40