СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ЖИДКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
METHOD FOR PREPARATION OF LIQUID HYDROCARBON RAW MATERIALS

Изобретение относится к области подготовки нефти (в том числе тяжелой), мазута, нефтешламов, отработанных масел и других жидких углеводородных сред для дальнейшей углубленной переработки и может быть использовано в производстве углеводородного топлива, продуктов нефтехимии, масел, битума и др.
Технологические схемы переработки нефти имеют несколько вариантов. Существует полный технологический цикл, включающий в себя следующие основные производства: производство топлив, производство нефтехимической продукции, производство смазочных и специальных масел, производство присадок. Возможны специализированные варианты технологических схем: только топливная или только топливно-масляная (Дехтерман А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М., "Химия", 1988, с.13). Во всех вариантах в начале технологического процесса используются аппараты для предварительного испарения нефти. Предварительное испарение газа и основной массы бензина позволяет снизить давление на входе сырьевого насоса, разгрузить печь от нагрева легких фракций, снизить скорость паров и уменьшить диаметр основной ректификационной колонны. На крупных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) для этой цели используют ректификационные колонные аппараты.
Первичная перегонка нефти на НПЗ осуществляется двумя способами: однократным испарением в одной ректификационной колонне и с предварительным испарением легких фракций или двукратным испарением (Багиров И.Т. Высокопроизводительные атмосферные и атмосферно-вакуумные установки. М., "Химия", 1964, с.5; Дехтерман А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М., "Химия", 1988, с.41). Последний способ применяют наиболее часто, так как он позволяет увеличить глубину отбора дистиллятов в пределах их потенциального содержания в сырье. Кратко рассмотрим последовательность операций первичной перегонки, осуществляемой по классической схеме.
Перед подачей нефти на разделение требуется ее подготовка. Подготовка нефти осуществляется в блоках ЭЛОУ (электро-обезвоживающая и обессоливающая установка). Оборудование сложное в изготовлении и эксплуатации, взрывоопасное (Дехтерман А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М., "Химия", 1988, с.36).
Для разделения углеводородного сырья (в том числе и нефти) его нагревают. На предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности эту операцию производят путем подвода тепла через разделяющую стенку (змеевик) за счет сжигания топлива. Для этой цели используют различные трубчатые печи (Ентус Н.Р., Шарихин В.В. Трубчатые печи в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., "Химия", 1987, с.6 и др.). В них нагревают жидкие и газообразные углеводороды. При этом могут происходить следующие процессы: нагрев, испарение, перегрев. Нагреваемое углеводородное сырье проходит по змеевикам. Теплопередача к сырью происходит, как отмечалось, через его стенку. Существует ограничение по теплонапряженности поверхности нагрева. Отложения солей или кокса на стенках змеевика являюся причиной быстрого повышения температуры стенок труб, что, в конечном итоге, приводит к резкому сокращению срока службы печных труб. Поэтому для сырья, содержащего смолистые соединения, теплонапряженность устанавливают невысокой. Снижение запасов нефти традиционных месторождений повышает интерес к добыче и соответственно переработке тяжелых нефтей (Ратов А.Н., Немировская Г.Б. и др. Проблемы освоения нефтей Ульяновской области. "Химия и технология топлив и масел", №4, 1995 г.). Поэтому использование трубчатых нагревателей для таких нефтей становится проблематичным. Кроме того, для змеевиков требуется использование высоколегированной, дорогостоящей стали. В целом, трубчатая печь относится к сложному и дорогостоящему оборудованию, имеющему ограниченный ресурс.
Разделение нефти на фракции основано на различии температуры кипения ее компонентов. Низкокипящая часть переходит в паровую фазу и, после конденсации, образует дистиллят. Для четкого разделения смеси используют атмосферную или вакуумную ректификацию (Дехтерман А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М., "Химия", 1988, с.26). Ректификационные аппараты относятся к достаточно технологически и конструкционно-отработанному оборудованию. Тем не менее это - сложное оборудование. Используемые на крупных НПЗ колонные ректификационные аппараты достаточно дороги в изготовлении и эксплуатации. Поэтому, на стадии предварительного разделения нефти, целесообразно использовать более простые аппараты, например испарители (Дехтерман А.Ш. Переработка нефти по топливному варианту. М., "Химия", 1988, с.23). Испаритель представляет собой цилиндрический емкостный аппарат. В нижней части его корпуса расположен встроенный трубчатый теплообменник. Во внутрь трубок теплообменника подают теплоноситель для нагрева продукта (нефти). Обычно в качестве теплоносителя используют водяной пар. Легкая часть нефти (бензиновая фракция) испаряется и отводится через верхний штуцер. Остаток нефти переливается через сливную пластину и выводится через соответствующий штуцер. Количество испарившейся части нефти зависит от температуры в аппарате, то есть от поверхности теплообменника и температуры теплоносителя. Поверхность теплообменника во время работы покрывается отложениями из нефти, и условия теплообмена значительно ухудшаются. Этот процесс значительно ускоряется при повышении температуры теплоносителя. Поэтому аппараты такого типа имеют ограничения с точки зрения интенсификации процесса разделения и испарения части жидкого углеводородного сырья. Температура проведения процесса составляет 200-230°С. Этой температуре соответствует определенная испаряемая часть нефти (сырья).
Рассмотренные операции (подготовка, нагрев, собственно выделение низкокипящей фракции) в процессе разделения углеводородов происходят последовательно, то есть не совмещены во времени. Для каждой из них требуется отдельное сложное оборудование. Некоторые виды оборудования имеют ограниченный ресурс.
Наиболее близким аналогом (прототипом) является процесс нагрева сырья и разделения его на фракции, описанный выше.
Технический результат, на достижение которого направлена заявляемое изобретение, заключается в повышении интенсификации процесса испарения и разделения фракций нефти (сырья) с сохранением простоты конструкции блока разделения в изготовлении и в эксплуатации.
В результате, после стадии разделения получается два основных продукта: легкая часть разделения в парогазовом виде (низкокипящие фракции НКФ), с температурой конца кипения преимущественно до 350-360°С, которую можно назвать очень легкой нефтью или газовым конденсатом, и тяжелая часть или остаток разделения в жидком виде (высококипящие фракции разделения ВКФ). НКФ состоит в основном (на 80-90 мас.% вследствие неидеальности разделения) из фракций с температурой кипения до 350-360°С. При дальнейшей переработке известными способами из НКФ вырабатывают такие топливные продукты, как бензин (диапазон температур кипения: начало кипения 180-200°С), керосин (диапазон температур кипения: 180-200°С - 230-240°С), дизельное топливо (диапазон температур кипения: 230-240°С - 350-360°С), продукты нефтехимии, такие как толуол, бензол и др. В дальнейшем - легкие товарные продукты. ВКФ состоит из тяжелых фракций с температурой начала кипения преимущественно выше 350-360°С. При дальнейшей переработке известными способами из ВКФ можно получать тяжелые товарные продукты, такие как кокс, битум, битумные эмульсии, покрытия и др. В дальнейшем - тяжелые товарные продукты. Граничная температура разделения 350-360°С выбрана потому, что конец кипения дизельного топлива составляет 350-360°С. Если со временем изменятся госты и требования по топливным продуктам, граничная температура разделения может быть соответственно изменена. Стадии получения товарных продуктов обычно включают в себя следующие известные процессы: гидроочистка, риформинг, платформинг и др. (для получения бензина, керосина, дизельного топлива), процессы нефтехимической и химической промышленности, или на первом этапе стадии компаундирования, битумный блок для производства окисленного битума или битумный блок, совмещенный с вакуумным блоком для производства неокисленного битума, а также оборудование для производства битумных покрытий, эмульсий, котельного топлива, кокса и других товарных продуктов (Справочник нефтехимика. В двух томах. Том 1, под. ред. Огородникова С.К. Л., "Химия", 1978, с.53-55).
Под интенсификацией понимается увеличение производительности аппарата по нефти. Кроме того, в зависимости от дальнейшей технологической схемы переработки сырья в топливо, может появиться необходимость увеличить количественно испаряемую часть нефти, то есть увеличить температуру процесса. Увеличение температуры проведения процесса также возможно с помощью заявляемого способа. Кроме того, увеличение температуры позволит проводить термический или термомеханический крекинг сырья для увеличения глубины переработки.
Целью изобретения является увеличение выхода легких светлых фракций (бензиновых, керосиновых и дизельных, продуктов нефтехимии и др.) выше их потенциального содержания в сырье и увеличение глубины переработки, снижение эксплуатационных и капитальных затрат, уменьшение коксования и увеличение межремонтного пробега оборудования при непрерывности процесса, а также оптимальное и рациональное использование сырьевых ресурсов при их дальнейшей переработке.
Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе теплообменные устройства в стадии нагрева сырья теплоносителем сконструированы таким образом, что операция передачи тепла сырью от теплоносителя осуществляется не через разделительную стенку, а при непосредственном контакте теплоносителя и сырья, причем соотношение расходов теплоносителя и сырья находится в диапазоне 1÷100. Это позволяет повысить эффективность теплообмена и соответственно скорость испарения низкокипящих фракций нефти. То есть повысить производительность процесса и оборудования. Кроме того, непосредственный контакт сред обуславливает интенсивный теплообмен. Результатом этого является значительное увеличение скорости испарения и переход в паровую фазу углеводородов с температурой кипения выше, чем средняя температура общего потока обеих сред. Непосредственный контакт теплоносителя и нефти исключает образование отложений на поверхности теплообменника при повышенной температуре проведения процесса. Это приводит к уменьшению коксования оборудования, увеличению межремонтного пробега оборудования и непрерывности процесса. Соответственно, температура проведения процесса разделения и испарения может быть повышена, при необходимости, с 200-230°С до 350-450°С и более, особенно при использовании высокотемпературных теплоносителей. Кроме того, это позволяет проводить операцию термического и/или термомеханического крекинга с наложением на сырье, теплоноситель, а также на их смесь механического и волнового воздействия различного типа и широкого спектра частот (например, с применением кавитационной, звуковой и ультразвуковой обработки сырья на специальных устройствах, например гидродинамического, роторно-пульсационного или другого типа) одновременно с испарением (разделением) нефти или другого жидкого углеводородного сырья. Причем нагревают сырье теплоносителем до температуры, меньшей, чем температура начала лавинообразного термического крекинга на несколько градусов или десятков градусов Цельсия, что позволяет существенно уменьшить коксование и увеличить межремонтный пробег оборудования при непрерывности процесса. Это, в свою очередь, позволяет увеличить глубину переработки сырья и выход легких светлых фракций выше их потенциального содержания в сырье. При использовании высокотемпературного теплоносителя становится целесообразным организовать контур его циркуляции, т.е. блок разделения. Теплоноситель циркулирует по замкнутому контуру: аппарат разделения (испарения) - печь нагрева теплоносителя - аппарат разделения (испарения). То есть теплоноситель выводят из аппарата через соответствующие штуцеры, подогревают в печи до необходимой температуры и через штуцер ввода подают опять в теплообменные устройства. В качестве теплоносителя возможно использование сред, не смешивающихся с нефтью, например жидких металлов (например, жидкого натрия), расплавленных солей, высокотемпературных органических и газовых теплоносителей, например водяного пара, азота, гелия (Петухов B.C., Генин Л.Г., С.А. Ковалев. Теплообмен в ядерных энергетических установках. М., «Энергоатомиздат», 1986, с.22-23).
Использование в качестве теплоносителя водяного пара, например, как в способе термокрекинга гудронов с перегретым водяным паром (Конь М.Я., Шершун В.Г. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом. Справочник. М., "Химия", 1986, с.124), имеет массу недостатков и широко в промышленности не используется. Для получения хороших результатов по разделению жидкого углеводородного сырья массовое соотношение пара и сырья должно быть не ниже чем 5:1 и более. При промышленных расходах углеводородной смеси необходим большой паровой котел и перегреватель пара до 600-650°С и более, а при условии, что вода имеет аномально большую теплоту парообразования, это ведет к неоправданно большим затратам и потерям энергии. После разделения углеводородная парогазовая фаза НКФ содержит огромное количество водяных паров, в несколько раз превышающее количество углеводородной паровой фазы. Парогазовую фазу разделения с огромным количеством водяных паров нельзя сразу направить на ректификационную колонну. Приходится весь поток сконденсировать, при этом из-за большого наличия воды требования к теплообменному оборудованию резко возрастают, естественно увеличиваются тепловые потери. Затем охлажденную парогазовую фазу приходится отделять от воды. При этом возникает большое количество сточных вод, загрязненных органикой.
Использование в качестве газообразного теплоносителя азота, метана и других газов (в частности, органических газов, получаемых, например, непосредственно в процессе реализации данного способа) с температурами до 650°С и более и высоким давлением имеет свои серьезные недостатки, хотя использование таких теплоносителей гораздо выгоднее, чем использование водяного парового теплоносителя и дает хорошие результаты, особенно, если в качестве теплоносителя используется газовая фракция, получаемая непосредственно при разделении сырья по данному способу. При использовании газовых теплоносителей необходимы высокотемпературные и высоконапорные компрессоры, а это очень энергоемкое, дорогостоящее и недолговечное в эксплуатации оборудование. Кроме того, массовое соотношение газа и нефти (сырья) для получения хорошего результата разделения должно быть 5:1 и более. При таком соотношении возрастают требования к теплообменному оборудованию для конденсации парогазовой фазы разделения смеси углеводородов, увеличиваются его габариты и стоимость.
При работе с жидкими металлами и расплавленными солями имеются некоторые недостатки, например, связанные с использованием насосного оборудования, проблемами пусковых работ и т.д., хотя использование таких теплоносителей и позволяет получать хорошие результаты.
Поэтому наиболее удобные и практичные в работе теплоносители - это высокотемпературные органические и кремнийорганические жидкости с высокой температурой начала кипения - остатки нефтеперерабатывающих производств, терфенильные и фторуглеродные смеси, перфторбензол и др. (Ю.М. Бабиков, Д.С.Рассказов. Органические и кремнийорганические теплоносители. М., «Энергия», 1975, с.62-72).
При этом следует учитывать, что нагревать теплоноситель нужно до его смешивания с сырьем (в отличие от способа по авторскому свидетельству SU 1558879, в котором нагревают смесь сырья и теплоносителя, что приводит из-за наличия легких фракций в сырье к увеличению давления в змеевике, возникновению пробок, коксованию и т.д., при этом температуру нагрева нельзя поднять выше 380°С, что приводит, в конечном итоге, всего лишь к получению 69-78% легких нефтепродуктов от их потенциального содержания в исходном сырье, и говорить здесь об увеличении глубины переработки, т.е. получении светлых легких продуктов выше их потенциального содержания в сырье, не приходится)
С целью избежания вышеперечисленных недостатков при проведении стендовых исследований по реализации предлагаемого способа предлагается, как один из наиболее простых и оптимальных вариантов, в качестве теплоносителя использовать тяжелый остаток разделения жидкого углеводородного сырья (жидкую фазу разделения ВКФ), получаемый непосредственно при реализации предлагаемого способа, необходимая часть которого возвращается в начало процесса. Использование в качестве теплоносителя тяжелого остатка разделения (его не надо специально готовить или приобретать, он появляется в процессе реализации способа), который является высокотемпературным теплоносителем (температура начала кипения преимущественно выше 360°С), позволяет увеличить рабочую температуру в аппарате разделения, интенсифицировать термический или термомеханический крекинг и соответственно увеличить глубину переработки и выход светлых продуктов выше их потенциального содержания в исходном сырье, а также упростить и удешевить оборудование и уменьшить энергетические и эксплуатационные затраты, а также позволяет оптимально и рационально использовать сырьевые ресурсы, так как при углубленной переработке для получения определенного количества товарных продуктов требуется меньшее количество нефти или другого жидкого углеводородного сырья.
Парогазовая часть разделения НКФ, вследствие интенсивно проводимого процесса испарения и разделения, содержит, кроме легких фракций в газообразном виде, и капли жидкости, в которых находятся тяжелые высококипящие компоненты с температурой кипения выше 360°С. Поэтому сначала НКФ направляют на стадию сепарации - фильтрации, каплеотделение, ректификацию, после стадии сепарации парогазовую фазу НКФ направляют на стадии получения легких товарных продуктов (установки гидроочистки, рифрминга и т.д.), так как она содержит, в основном, бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а также продукты нефтехимии. Товарные продукты можно получать на месте реализации предлагаемого способа или, после охлаждения (для простоты на схеме не показано), парогазовую фазу НКФ транспортируют к месту окончательной переработки и получения товарных продуктов. Фильтрат после стадии сепарации возвращают в начало процесса на повторную обработку на стадию смешивания и нагрева сырья теплоносителем и получение дополнительного количества НКФ и, в конечном итоге, дополнительного количества светлых целевых продуктов. Жидкую часть разделения (ВКФ), которая вследствие неидеальности разделения может содержать какое-то небольшое количество (зависит от свойств сырья) легких фракций с температурой кипения ниже 360°С, направляют (после стадии отделения от теплоносителя, который возвращают, после соответствующего подогрева, в начало процесса) на стадию выделения из нее легких фракций (отгона), например на вакуумную колонну. Легки+й отгон после вакуумного устройства возвращают, если это необходимо (зависит от свойств сырья и поставленной задачи), в начало процесса на повторную обработку и получение дополнительного количества НКФ и соответственно легких целевых продуктов. В некоторых случаях, если сырье содержит много смол, асфальтенов и т.д., ВКФ уже будет являться хорошим сырьем для производства, например, битума, тогда стадия получения легкого отгона из ВКФ не нужна. После стадии выделения легкого отгона оставшуюся жидкую фазу ВКФ подают, например, на битумный реактор для получения товарного битума, или на установку по получению битумных покрытий, эмульсий, кокса и т.д., т.е. для получения тяжелых товарных продуктов на месте, или, после охлаждения (для простоты на схеме не показано), транспортируют для окончательной переработки в другое место. Непосредственный контакт теплоносителя, нагретого до высокой температуры (например, до 400°С и выше, в зависимости от условий проведения процесса), и более холодной нефти или другого жидкого углеводородного сырья (например, при температуре 200°С) приводит к взрывному характеру нагрева сырья, возникновению колебаний и локальных зон кавитации, что в свою очередь инициирует термомеханический крекинг тяжелых молекул нефти и приводит к увеличению выхода светлых фракций (бензиновых, керосиновых, дизельных, продуктов нефтехимии и др.) в 1,5-15 раз в зависимости от состава сырья (тяжелая нефть, мазут и т.д.). Теплоноситель в процессе подготовки на стадии его нагрева необходимо нагревать не ниже 300°С, а предварительный нагрев сырья перед стадией смешивания его с теплоносителем должен быть не выше 400°С во избежание коксования.
Для кавитационной обработки нефти (сырья), теплоносителя и их смеси и наложения механического и волнового воздействия используют также и специальные устройства, действие которых основано, как наиболее оптимальный вариант, на гидродинамических эффектах движения среды с большой (более 5 м/с) скоростью по каналам с препятствиями и поворотами различной формы, что приводит к возникновению локальных зон сниженного давления, в которых процесс испарения идет более интенсивно, а при достаточно высоких температурах происходит и термомеханический крекинг сырья с получением дополнительного количества легких фракций. При таком подходе процесс кавитации и акустической обработки возникает во всем объеме зоны обработки, а не только в приповерхностных зонах, как при использовании, например, роторно-пульсационных аппаратов (РПА).
Отличительные признаки данного решения позволяют провести несколько процессов: теплообмен, локальное снижение абсолютного давления, испарение, кавитационную и акустическую обработку, инициированный термический и термомеханический крекинг, разделение интенсивно и одновременно в едином объеме при непосредственном контакте сырья с теплоносителем. Кроме того, окончание процесса испарения и разделения фаз производят, создавая значительную межфазную поверхность.
На чертеже приведена последовательность стадий по предлагаемому способу. На чертеже обозначено: 1 - стадия смешивания и нагрева сырья теплоносителем, 2 - стадия механической и волновой обработки смеси сырья и теплоносителя, 3 - стадия разделения на НКФ и ВКФ, 4 - стадия отделения теплоносителя от ВКФ, 5 - стадия нагрева теплоносителя, 6 - стадия сепарации (каплеотделения, фильтрации или ректификации) НКФ, 7 - стадия отбора из ВКФ легких фракций (отгона), например, с помощью вакуумных устройств.
Предлагаемый способ реализован на пилотной установке по разделению нефти и другого жидкого углеводородного сырья производительностью до 0,2 т/ч, в которой реализованы все стадии для осуществления способа. Кроме того, установка оснащена различным емкостным оборудованием для хранения сырья и сбора получаемых продуктов, теплообменным оборудованием для нагрева сырья, теплоносителя и охлаждения продуктов, насосным оборудованием и контрольно-измерительными приборами. В качестве исходного сырья использовалась нефть месторождения Вишенское Ульяновской области (Ратов А.Н., Немировская Г.Б. и др. Проблемы освоения нефтей Ульяновской области. "Химия и технология топлив и масел", №4,
1995 г.). Нефть содержит много смолистых соединений и примесей. Использовалась нефть и других месторождений, например НГДУ "Нурлатнефть", с другим составом, а также различные кубовые остатки, отработанные масла и др. В качестве теплоносителя использовалась часть жидкой фазы разделения (тяжелого остатка - ВКФ), которая является хорошим высокотемпературным теплоносителем. Давление сырья и теплоносителя в стендовых экспериментах до 1,0 МПа, температура теплоносителя до 400°С, температура сырья до 200°С, соотношение расходов теплоносителя и сырья находилось в диапазоне 2÷3, температура на стадии разделения соответствует заданной граничной между НКФ и ВКФ - примерно 360°С. При этих значениях давления и температуры линейные скорости подачи сырья и теплоносителя были более 5 м/с. С увеличением значения скорости подачи сырья и теплоносителя эффективность процесса разделения и обработки нелинейно возрастает. Выбор значения скоростей подачи для конкретного технологического процесса зависит от свойств сырья, поставленной задачи и оптимизируется по нескольким факторам, в том числе и по экономическому фактору.
Перед началом процесса разделения жидкого углеводородного сырья готовят теплоноситель. Теплоноситель, который по существу является тяжелым остатком разделения, можно приготовить разными способами, например с помощью простого процесса однократного испарения смеси углеводородов. Наиболее простой способ, который и использовался при работе на стендовой установке, заключается в следующем. Необходимое количество жидкого углеводородного сырья заливают в аппарат разделения. Из аппарата разделения смесь подают на нагреватель (печь) и возвращают обратно. При этом непрерывно отводят легкие фракции, накапливая тяжелый остаток разделения. При непрерывной циркуляции и определенной температуре тяжелый остаток через определенное время (параметры процесса зависят от состава исходной смеси углеводородов) приобретает все свойства высокотемпературного теплоносителя. Контроль окончания процесса подготовки теплоносителя осуществляют путем определения физико-химических свойств и состава тяжелого остатка разделения.
Предварительно подогретое сырье и нагретый до необходимой температуры теплоноситель насосами подаются на стадию смешивания, в которой проводят и процесс термомеханического крекинга (см. чертеж, стадия 1). Смесь сырья и теплоносителя подается на стадию механической и волновой обработки (см. чертеж, стадия 2), в которой также проводят термомеханический гидродинамический крекинг сырья, затем на стадию разделения на НКФ и ВКФ (см. чертеж, стадия 3). Теплоноситель после отделения от ВКФ (см. чертеж, стадия 4) направляется на стадию нагрева (см. чертеж, стадия 5), затем на стадию смешивания с сырьем (см. чертеж, стадия 1), т.е. стадии смешивания, обработки, разделения и нагрева образуют замкнутый контур для циркуляции теплоносителя. Парогазовая часть (НКФ) после стадии разделения (см. чертеж, стадия 3) направляется на стадию сепарации (каплеотделения, фильтрации или ректификации), (см. чертеж, стадия 6), после которой фильтрат или жидкая часть возвращается в начало процесса на стадию смешивания (см. чертеж, стадия 1) для повторной обработки и дополнительного получения светлых продуктов выше их потенциального содержания за счет проведения процесса термомеханического крекинга. Парогазовая фаза НКФ после стадии сепарации (см. чертеж, стадия 6), направляется на стадию охлаждения (на схеме для простоты не показано) и анализируется. В промышленном варианте парогазовую фазу НКФ можно транспортировать для дальнейшей углубленной переработки или перерабатывать на месте с получением легких товарных продуктов - бензина, керосина, дизельного топлива, продуктов нефтехимии и др. Жидкая часть разделения (ВКФ) после стадии разделения (см. чертеж, стадия 3) на НКФ и ВКФ и отделения от теплоносителя (см. чертеж, стадия 4) направляется на стадию отбора легкой части (отгона) из ВКФ (см. чертеж, стадия 7) на вакуумной колонне, легкий отгон возвращается в начало процесса на стадию смешивания и нагрева сырья теплоносителем (см. чертеж, стадия 1) для повторной обработки и дополнительного получения светлых продуктов выше их потенциального содержания за счет проведения процесса термомеханического крекинга. Остаток после стадии отбора легкой части (отгона) из ВКФ (см. чертеж, стадия 7) анализируется. В промышленном варианте жидкая фаза ВКФ направляется на охлаждение (для простоты на схеме не показано) с целью транспортировки для дальнейшей переработки или перерабатывается на месте с получением тяжелых товарных продуктов - битума, битумных покрытий, эмульсий, кокса и др. При этом стадии сепарации (каплеотделения, фильтрации и ректификации) НКФ и отбора легкой части (отгона) из ВКФ могут осуществляться или по отдельности, т.е. только одна из них, или обе в зависимости от свойств исходного сырья и поставленной задачи. Стадии обработки сырья, теплоносителя до стадии смешивания (для простоты на фигуре не указаны), а также обработки смеси сырья и теплоносителя после стадии смешивания (см. чертеж, стадия 2) могут осуществляться как по отдельности (сырье, теплоноситель, смесь сырья и теплоносителя), так и одновременно или попарно. Причем стадии смешивания и нагрева сырья теплоносителем, обработки механическим и волновым воздействием, стадии испарения и разделения на парогазовую и жидкую фазы, стадия сепарации НКФ совмещены в одном аппарате. При этом уменьшается количество оборудования и соответственно капитальные и эксплуатационные затраты. Упрощенная конструкция аппарата, в котором совмещены вышеперечисленные стадии и который использован для проведения стендовых экспериментов, выглядит следующим образом. Емкостный аппарат объемом 200 литров имеет входной боковой патрубок, в который входят и смешиваются сырье и нагретый теплоноситель. В результате смешивания сырье нагревается (а при достижении определенной температуры может происходить и термический крекинг), затем смесь подвергается кавитационной (механической) и акустической обработке в устройстве, также размещенном во входном патрубке, при этом происходит термомеханический крекинг сырья. В качестве конкретного устройства при проведении исследований использовано устройство, аналогичное устройству по патенту SU 546389. Затем смесь диспергируют в аппарат для увеличения межфазной поверхности и более эффективного отделения парогазовой части от жидкой. Парогазовая часть НКФ далее направляется в выходной патрубок, расположенный вверху аппарата. В этом же патрубке размещена корзина с кольцами Рашига, на которых и происходит каплеотделение и сепарация парогазовой части разделения НКФ. Внизу аппарата расположен патрубок для выхода жидкой части разделения ВКФ. Аппарат очень простой, поэтому на отдельной чертеже не представлен.
Далее представлены некоторые результаты процесса разделения.
Пример 1
Нефть месторождений Ульяновской области.
Эффект разделения: НКФ 76 мас.%, ВКФ 22 мас.%, выход газа 2 мас.%. Укрупненный фракционный состав нефти и НКФ после обработки по предлагаемому способу (в пересчете на нефть с учетом коэффициента разделения) и некоторые характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1
Пределы отбора
Выход фракций на нефть, мас.%
Исходная нефть
Легкая часть разделения (НКФ)
Начало кипения,°С
68
46
до 200°С
10,6
31,4
до 250°С
15,1
42,9
до 300°С
22,2
56,2
до 350°С
29,9
67,2
Плотность, кг/куб.м
941,2
795,7
Кинематическая вязкость, сСт, при 20°С
87,9
1,3
Содержание серы, мас.%
до 5,0
до 1,5
Содержание хлоридов, мг/л
до 2000
до 50
Пример 2
Нефть НГДУ Нурлатнефть.
Эффект разделения: НКФ 74 мас.%, ВКФ 24 мас.%, потери 2 мас.%. Укрупненный фракционный состав нефти и НКФ после обработки по предлагаемому способу (в пересчете на нефть с учетом коэффициента разделения) и некоторые характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2
Пределы отбора
Выход фракций на нефть, мас.%
Исходная нефть
Легкая часть разделения (НКФ)
Начало кипения, °С
38
36
до 180°С
11,9
33,9
до 240°С
19,9
48,6
до 350°С
36,7
65,5
до 360°С
37,8
66,5
Плотность, кг/куб. м
910,5
791,8
Кинематическая вязкость, сСт, при 20°С
140,1
1,79
Содержание серы, мас.%
3,64
1,45
Содержание хлоридов, мг/л
до 2000
до 50
В таблицах 1 и 2 количество полученных НКФ составило 74-76 мас.%, а суммарное количество фракций до 350-360°С составляет 66,5-67,2 мас.%. Связано это с тем, процесс разделения на НКФ и ВКФ не идеален (даже на ректификационной колонне), поэтому в НКФ попадает и небольшая часть тяжелых фракций с температурой кипения выше 350-360°С.
Пример 3
Характеристики результатов анализа ВКФ разделения нефти НГДУ Нурлатнефть приведены в таблице 3.
Таблица 3
Наименование показателя
Значение
Метод испытания
Глубина проникновения иглы 0,1 мм при 25°С
76
ГОСТ 11501
при 0°С
10
Температура размягчения по кольцу и шару, °С
47,6
ГОСТ 11506
Растяжимость, смпри 25°С
>100
ГОСТ 11505
при 0°С
2
Температура хрупкости, °С
минус 7,7
ГОСТ 11507 с дополнением по п.3.2
Температура вспышки, °С
>250
ГОСТ 4333
Изменение температуры размягчения после прогрева, °С
0,1
ГОСТ 18180, ГОСТ 11506 с дополнением по п.3.3
Индекс пенетрации
минус 0,7
Приложение 2
Массовая доля водорастворимых соединений, %
0,445
ГОСТ 11510
Сцепление с каменным материалом (контрольный образец), баллы
3
ГОСТ 11508
Пример 4
Атмосферно-вакуумная разгонка кубового остатка Ульяновской нефти после AT (мазута) показала отсутствие в нем бензиновой фракции, содержание керосиновой фракции (240-360°С) составило 2,9 мас.%, дизельной фракции (240-360°С)  11,8 мас.%. Обработка исследуемого кубового остатка по предлагаемому способу показала следующие результаты: количество низкокипящих фракций (НКФ - легкая часть разделения) составило 70-75 мас.% в зависимости от режима процесса. Содержание в НКФ целевых топливных композиций составило 86-88 мас.%, из них бензиновой (н.к. 180°С) фракции 20,6 мас.%, керосиновой (180-240°С) 18,5 мас.%, дизельной (240-360°С) 60,9 мас.%. Общее содержание целевых продуктов с температурой кипения до 360°С увеличилось с 14,7 мас.% до 60-66 мас.% в пересчете на исходный продукт.
Пример 5
Атмосферно-вакуумная разгонка неиспользованного масла М - 8В (масло моторное универсальное) показала отсутствие в нем бензиновой и керосиновой фракций, содержание дизельной фракции составило 5,2%, основная масса масла перегонялась в интервале температур кипения 380-500°С. Термомеханический крекинг исследуемого масла по данному способу привел к образованию примерно 20% бензиновой, 10% керосиновой и 43% дизельной фракций, т.е. содержание целевых продуктов с температурой кипения до 360°С в процессе обработки по предлагаемому способу увеличилось с 5,2 до 73%. Таким образом, была показана принципиальная возможность термомеханического крекинга высококипящих (выше 360°С) компонентов масла в целевые продукты с температурой кипения до 360°С.
Исследование состава отработанного масла М-8В, прошедшего обработку по данному способу, показало наличие в нем 19% бензиновой, 15% керосиновой и 38% дизельной фракций. В целом, содержание целевых компонентов с температурой кипения до 360°С в процессе термомеханического крекинга отработанного масла составило 72%.
Парогазовая часть разделения (НКФ) - это дистиллят, содержащий бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, продукты нефтехимии. Видно, что эффект процесса по предлагаемому способу значителен: содержание топливных фракций с температурой кипения до 360°С в паровой фазе разделения (НКФ) примерно в два раза выше (в пересчете на исходный продукт с учетом коэффициента разделения), чем в исходной нефти. При использовании в качестве сырья кубовых остатков, отработанных масел и др., количество легких целевых продуктов в результате применения предлагаемого способа увеличивается до 15 раз по сравнению с исходным сырьем. Глубина отбора дистиллята (количество испарившейся части углеводородов - НКФ) зависит от температуры и расхода теплоносителя и сырья, то есть от технологического режима проведения процесса, а также от свойств и состава сырья и поставленной задачи. При использовании предлагаемого способа на установке достигали глубины отбора испаряемой части нефти месторождения Вишенское - до 85%, НГДУ "Нурлатнефть" - до 80% (в отличие от глубины переработки до 30% при классическом способе).
3
3
Перспективным является такой вариант, при котором полученные после аппарата разделения парогазовая часть и жидкая часть (полупродукты), при необходимости частично охлажденные, снова смешиваются. Полученная в результате «синтетическая» нефть содержит примерно в два и более раз больше топливных фракций, чем исходный продукт. Кроме того, если плотность исходной нефти 950 кг/м (API=17), то плотность "синтетической" нефти уменьшается до 850 кг/м (API=35), а кинематическая вязкость соответственно с 83 до 6 сСт. В результате такой операции стоимость "синтетической" нефти значительно возрастает, ее легче транспортировать и перерабатывать. Особенно перспективен такой подход для удаленных от НПЗ и добывающих тяжелую и вязкую нефть предприятий, как, например, в Южной Америке, Канаде и в некоторых регионах России. Таким же образом можно переработать сравнительно дешевый мазут и еще более дешевые кубовые остатки в значительно более дорогую высокопотенциальную нефть.
С целью значительной интенсификации процесса испарения и разделения жидкой и парогазовой фазы поток углеводородов и высокотемпературного теплоносителя направляют на устройства разделения и увеличения межфазной поверхности потоков в аппарате разделения.
С целью оптимизации парогазовых и жидкостных потоков в аппарате разделения (испарения), более четкого отделения жидкой фазы от парогазовой и ректификации последней, в аппарат разделения могут быть встроены внутренние устройства типа ректификационных тарелок различной конструкции, сеток и др.
Таким образом, конструкция блока и аппарата испарения (разделения) позволяет организовать его работу в длительном непрерывном режиме с увеличенной производительностью по нефти, в том числе тяжелой, остатков нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, нефтешламов и других жидких органических сред (сырья), при этом происходит увеличение глубины дальнейшей, после блока обработки и разделения, переработки в 1,5÷15 раз (в зависимости от исходного сырья - тяжелая нефть, мазут и т.д.). Соответственно увеличивается и выход наиболее ценных топливных композиций - бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, продуктов нефтехимии.