RU2326928C1 - Method of oil refining - Google Patents
Method of oil refining Download PDFInfo
- Publication number
- RU2326928C1 RU2326928C1 RU2007109049/04A RU2007109049A RU2326928C1 RU 2326928 C1 RU2326928 C1 RU 2326928C1 RU 2007109049/04 A RU2007109049/04 A RU 2007109049/04A RU 2007109049 A RU2007109049 A RU 2007109049A RU 2326928 C1 RU2326928 C1 RU 2326928C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- column
- gas
- gases
- irrigation
- gasoline
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000007670 refining Methods 0.000 title description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims abstract 5
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 34
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 34
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 27
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 15
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 8
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 abstract description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- -1 1 Chemical compound 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к способам перегонки нефти с высоким содержанием газов и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.The present invention relates to methods for the distillation of oil with a high gas content and can be used in the oil refining industry.
Известен способ перегонки нефти, включающий нагрев нефти в теплообменниках, а затем в печи и ввод в сложную ректификационную колонну, оборудованную боковыми отпарными секциями, с отбором с верха колонны бензиновой фракции, а в виде боковых погонов через отпарные секции керосиновой и дизельной фракций и в качестве остатка перегонки - мазута при подаче в низ колонны и отпарных секций испаряющего агента (И.Т.Багиров. Современные установки первичной переработки нефти. М: Химия, 1974, с.28).A known method of oil distillation, including heating oil in heat exchangers, and then in the furnace and entering into a complex distillation column equipped with side stripping sections, with the selection of the gasoline fraction from the top of the column, and in the form of side straps through stripping sections of kerosene and diesel fractions and as the residue of distillation - fuel oil when fed to the bottom of the column and stripping sections of the evaporating agent (I.T.Bagirov. Modern units of primary oil refining. M: Chemistry, 1974, p. 28).
Недостатком данного способа является сложность переработки нефтей, содержащих значительное количество газов и легких бензиновых фракций.The disadvantage of this method is the difficulty of processing oils containing a significant amount of gases and light gasoline fractions.
Для таких нефтей применяется двухколонная схема перегонки, принятая за прототип, по которой нефтяное сырье нагревают и подают в первую ректификационную колонну, где происходит отгонка газов и легкой бензиновой фракции (так называемая «отбензинивающая колонна»), остаток которой подают во вторую ректификационную колонну с получением в ней газов и целевых продуктов - бензина, дизельного топлива и мазута (И.А.Александров. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М: Химия, 1981, с.157, рис.III-6а).For such oils, a two-column distillation scheme is used, adopted as a prototype, in which the crude oil is heated and fed to the first distillation column, where gases and light gas fraction are distilled off (the so-called “topping column”), the remainder of which is fed to the second distillation column to obtain it contains gases and target products - gasoline, diesel fuel and fuel oil (I.A. Aleksandrov. Distillation and rectification in oil refining. M: Chemistry, 1981, p.157, Fig. III-6a).
Недостатком известного способа являются невозможность разделения газа на целевые фракции (сухой и жирный газы), низкое качество жидкофазных продуктов разделения и высокие энергетические затраты, связанные с вводом горячей струи в первую колонну. Кроме того, известный способ зачастую использует предварительную подготовку нефти, включающую стабилизацию для отделения содержащихся в ней газов.The disadvantage of this method is the inability to separate gas into target fractions (dry and fatty gases), low quality of liquid-phase separation products and high energy costs associated with introducing a hot jet into the first column. In addition, the known method often uses preliminary preparation of oil, including stabilization to separate the gases contained in it.
Задачей настоящего изобретения является обеспечение возможности разделения газа на сухой и жирный, повышение качества жидкофазных продуктов разделения и снижение энергетических затрат.The objective of the present invention is to enable the separation of gas into dry and greasy, improving the quality of liquid-phase separation products and reducing energy costs.
Указанная задача решается способом перегонки нефти, включающим ввод сырья в первую ректификационную колонну и остатка первой колонны во вторую ректификационную колонну с подачей паров с верха колонн на газосепарацию с выделением газов и легких бензиновых фракций, вывод бензиновой и дизельной фракций через отпарные секции и мазута с низа второй колонны с использованием острого и циркуляционного орошения, в котором согласно изобретению газы после газосепарации подвергают абсорбции с получением сухого и жирного газов, причем в качестве абсорбентов для получения упомянутых газов используют предварительно охлажденные соответственно верхнее и нижнее циркуляционные орошения второй колонны, которые после абсорбции возвращают в колонну, при этом легкие бензиновые фракции после газосепарации подают на острое орошение второй колонны.This problem is solved by the method of oil distillation, including the introduction of raw materials into the first distillation column and the remainder of the first column into the second distillation column with the supply of vapors from the top of the columns to gas separation with the release of gases and light gasoline fractions, the withdrawal of gasoline and diesel fractions through stripping sections and fuel oil from the bottom the second column using acute and circulating irrigation, in which according to the invention the gases after gas separation are subjected to absorption to obtain dry and fatty gases, moreover, as Absorbents for the production of the above gases use pre-cooled, respectively, upper and lower circulating irrigation of the second column, which after absorption are returned to the column, while light gasoline fractions after gas separation are fed to the acute irrigation of the second column.
Абсорбенты перед подачей в абсорберы целесообразно охладить до температуры 30-50°С.It is advisable to cool the absorbents before serving in the absorbers to a temperature of 30-50 ° C.
Абсорбцию целесообразно проводить под давлением 8,4-8,46 ата для получения сухого газа и 2,0-2,06 ата для получения жирного газа.It is advisable to carry out the absorption under a pressure of 8.4-8.46 atm to produce dry gas and 2.0-2.06 atm to produce fatty gas.
Целесообразно нижнее циркуляционное орошение перед подачей во вторую колонну нагреть до температуры 90-110°С.It is advisable to lower the lower circulating irrigation before feeding into the second column to a temperature of 90-110 ° C.
За счет абсорбции требуемых компонентов газа специальными абсорбентами (верхним и нижним циркуляционными орошениями второй колонны после дополнительного их охлаждения) появилась возможность разделения газа на сухой и жирный и повышения качества жидкофазных продуктов разделения, а также снижения энергетических затрат за счет исключения подачи горячей струи в первую колонну.Due to the absorption of the required gas components by special absorbents (upper and lower circulating irrigation of the second column after their additional cooling), it became possible to separate the gas into dry and greasy and improve the quality of liquid-phase separation products, as well as reduce energy costs by eliminating the supply of a hot stream to the first column .
На чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Нефть плотностью 790 кг/м3, содержащую 9,4% газов (до С4), нагревают в теплообменнике 1 и по линии 2 вводят в первую колонну 3. Пары с верха колонны 3 частично конденсируют и охлаждают в конденсаторе-холодильнике 4 и по линии 5 подают в газосепаратор 6. Остаток колонны 3 нагревают в печи 7 и по линии 8 вводят во вторую колонну 9. Пары с верха колонны 9 частично конденсируют и охлаждают в конденсаторе-холодильнике 10, а затем по линии 11 подают в газосепаратор 12. Верхний боковой погон колонны 9 по линии 13 подают на верх верхней отпарной секции 14. С низа отпарной секции 14 по линии 15 выводят бензиновую фракцию. Нижний боковой погон колонны 9 по линии 16 подают на верх нижней отпарной секции 17. С низа отпарной секции 17 по линии 18 выводят дизельные фракции. Пары с верха отпарных секций 14 и 17 соответственно по линиям 19 и 20 возвращают в колонну 9. Из колонны 9 выводят верхнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменнике 21 и холодильнике 22 и по линии 23 подают на верх абсорбера 24 в качестве абсорбента. Остаток с низа абсорбера 24 (насыщенный абсорбент) по линии 25 возвращают в колонну 9. Из колонны 9 выводят нижнее циркуляционное орошение, охлаждают в теплообменниках 26, 27 и холодильнике 28 и по линии 29 подают в качестве абсорбента на верх абсорбера 30. Остаток с низа абсорбера 30 (насыщенный абсорбент) нагревают в теплообменнике 27 и по линии 31 возвращают в колонну 9. С низа колонны 9 по линии 32 выводят мазут. В низ колонны 9 и отпарных секций 14 и 17 соответственно по линиям 33, 34, 35 подают нагретые потоки водяного пара. С верха газосепараторов 6 и 12 соответственно по линиям 36 и 37 выводят газы и подают соответственно в низ абсорберов 24 и 30. С верха абсорберов 24 и 30 соответственно по линиям 38 и 39 выводят сухой и жирный газы. Легкие бензиновые фракции с низа газосепараторов 6 и 12 соответственно по линиям 40 и 41 подают в качестве острого орошения колонны 9.Oil with a density of 790 kg / m 3 , containing 9.4% of gases (up to C 4 ), is heated in heat exchanger 1 and introduced via line 2 into the first column 3. Vapors from the top of column 3 are partially condensed and cooled in a condenser-refrigerator 4 and lines 5 are fed to the gas separator 6. The remainder of column 3 is heated in the furnace 7 and introduced via line 8 into the second column 9. The vapor from the top of column 9 is partially condensed and cooled in the condenser-cooler 10, and then through line 11 it is fed to the gas separator 12. Top lateral shoulder straps of column 9 along line 13 are fed to the top of the upper stripping section 14. From the bottom, stripping th section 14 to output line 15 gasoline fraction. The lower side shoulder of the column 9 along line 16 is fed to the top of the lower stripping section 17. From the bottom of the stripping section 17, diesel fractions are discharged along line 18. Vapors from the top of stripping sections 14 and 17, respectively, along lines 19 and 20 are returned to column 9. Upper circulating irrigation is withdrawn from column 9, cooled in heat exchanger 21 and refrigerator 22, and fed to the top of absorber 24 as absorbent via line 23. The residue from the bottom of the absorber 24 (saturated absorbent) is returned via line 25 to column 9. From the column 9, lower circulation irrigation is withdrawn, cooled in heat exchangers 26, 27 and the refrigerator 28, and fed through line 29 as absorbent to the top of the absorber 30. The residue from the bottom the absorber 30 (saturated absorbent) is heated in the heat exchanger 27 and returned via line 31 to the column 9. From the bottom of the column 9, fuel oil is discharged through line 32. In the bottom of the column 9 and stripping sections 14 and 17, respectively, along the lines 33, 34, 35 serves heated streams of water vapor. From the top of the gas separators 6 and 12, gases are removed through lines 36 and 37, respectively, and fed to the bottom of the absorbers 24 and 30. From the top of the absorbers 24 and 30, dry and fatty gases are removed through lines 38 and 39, respectively. Light gasoline fractions from the bottom of the gas separators 6 and 12, respectively, along lines 40 and 41 are served as acute irrigation columns 9.
Сравнительные показатели работы схем перегонки нефти приведены в таблицах 1 и 2.Comparative indicators of the operation of oil distillation schemes are shown in tables 1 and 2.
Как видно из таблицы 1, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет снизить энергетические затраты за счет исключения циркуляции 60 т/час горячей струи и снижения температуры низа первой колонны с 265 до 100°С, что значительно сокращает расход топлива, уменьшает объем дымовых газов и потери тепла с дымовыми газами. Предлагаемый способ также позволяет разделить газ на сухой и жирный. При этом вместо 5,77 т/час газа с большим содержанием компонентов С3-С4 и бензиновых фракций удается получить 2,60 т/час сухого газа и 3,50 т/час жирного газа. При этом повышается качество продуктов разделения. Содержание в бензине углеводородов, выкипающих до С5, снижается с 5,77 до 0,35 мас.%, т.е. в 16,5 раза. Содержание в дизельном топливе фракции 360°С - КК снижается с 3,42 до 3,09 мас.%, а в мазуте фракции НК-360°С с 14,05 до 13,51 мас.%.As can be seen from table 1, the proposed method compared to the prototype allows to reduce energy costs by eliminating the circulation of 60 tons / hour of a hot jet and lowering the temperature of the bottom of the first column from 265 to 100 ° C, which significantly reduces fuel consumption, reduces the volume of flue gases and heat loss with flue gases. The proposed method also allows you to divide the gas into dry and greasy. In this case, instead of 5.77 t / h of gas with a high content of C 3 -C 4 components and gasoline fractions, it is possible to obtain 2.60 t / h of dry gas and 3.50 t / h of fatty gas. This increases the quality of the separation products. The gasoline content of hydrocarbons boiling up to C 5 decreases from 5.77 to 0.35 wt.%, I.e. 16.5 times. The content of 360 ° С - KK fraction in diesel fuel decreases from 3.42 to 3.09 wt.%, And in the fuel oil fraction NK-360 ° С from 14.05 to 13.51 wt.%.
Данные таблицы 2 показывают, что предлагаемый способ позволяет получить:The data in table 2 show that the proposed method allows to obtain:
а) концентрат инертных газов метана и этана, содержащий 83,6% этих газов, который может быть использован в качестве топливного газа;a) a concentrate of inert gases of methane and ethane, containing 83.6% of these gases, which can be used as fuel gas;
б) концентрат углеводородных газов С2-С4, содержащий 88,1% этих газов, который утилизируется как ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), а также в качестве компонента газового топлива на специализированных заправках.b) a hydrocarbon gas concentrate C 2 -C 4 containing 88.1% of these gases, which is disposed of as BFLH (a wide fraction of light hydrocarbons), as well as a component of gas fuel at specialized gas stations.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет получить из нефти с высоким (до 9,4 мас.%) содержанием газа сухой и жирный газы, а также бензиновую и дизельную фракции с высоким качеством разделения.Thus, the present invention allows to obtain from oil with a high (up to 9.4 wt.%) Gas content of dry and fatty gases, as well as gasoline and diesel fractions with high quality separation.
Кроме того, предлагаемый способ позволяет отказаться от стадии стабилизации в процессе подготовки нефти и снизить энергетические затраты.In addition, the proposed method allows you to abandon the stage of stabilization in the process of oil preparation and reduce energy costs.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109049/04A RU2326928C1 (en) | 2007-03-12 | 2007-03-12 | Method of oil refining |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109049/04A RU2326928C1 (en) | 2007-03-12 | 2007-03-12 | Method of oil refining |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2326928C1 true RU2326928C1 (en) | 2008-06-20 |
Family
ID=39637388
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007109049/04A RU2326928C1 (en) | 2007-03-12 | 2007-03-12 | Method of oil refining |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2326928C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455339C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-07-10 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | Method of oil refining |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1277252A (en) * | 1969-09-25 | 1972-06-07 | Universal Oil Prod Co | Hydrocarbon separation process |
| SU1822574A3 (en) * | 1990-10-08 | 1995-08-27 | Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт | Method for production of high-octane benzine |
| SU1312950A1 (en) * | 1984-10-03 | 1999-09-27 | Институт катализа СО АН СССР | Method for producing high-octane gasoline from gas condensate |
-
2007
- 2007-03-12 RU RU2007109049/04A patent/RU2326928C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1277252A (en) * | 1969-09-25 | 1972-06-07 | Universal Oil Prod Co | Hydrocarbon separation process |
| SU1312950A1 (en) * | 1984-10-03 | 1999-09-27 | Институт катализа СО АН СССР | Method for producing high-octane gasoline from gas condensate |
| SU1822574A3 (en) * | 1990-10-08 | 1995-08-27 | Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт | Method for production of high-octane benzine |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. - М.: Химия, 1981, с.157. рис.III-6А. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455339C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-07-10 | Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП "ИНХП РБ") | Method of oil refining |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8618344B2 (en) | Process for recovery of propylene and LPG from FCC fuel gas using stripped main column overhead distillate as absorber oil | |
| CN101759516B (en) | Method for refining catalysis drying gas by using oil absorption extraction | |
| CN107922854B (en) | Methods for LPG Recovery | |
| CN110591751A (en) | Improved process of light hydrocarbon recovery technology | |
| KR101811676B1 (en) | Purification device for naphtha and purification method for naphtha using the same | |
| EP3106504B1 (en) | Process for propylene and lpg recovery in fcc fuel gas | |
| RU2335523C1 (en) | Oil fractioning methods | |
| RU2063999C1 (en) | Method for oil distillation | |
| RU2329293C1 (en) | Method of refining oil | |
| RU2326928C1 (en) | Method of oil refining | |
| CN111320523B (en) | Method and device for separating ethylene from refinery dry gas | |
| CN107216913A (en) | A kind of catalytic cracking Vapor recovery unit method and its device | |
| RU2455339C1 (en) | Method of oil refining | |
| US2857018A (en) | Gas separation | |
| CN111394120B (en) | Light hydrocarbon recovery method and device | |
| US2943041A (en) | Processing of steam-cracked naphtha light end products | |
| US1948595A (en) | Treatment of vapor-gas mixtures | |
| RU2546677C1 (en) | Method and installation of hydrocracking with obtaining motor fuels | |
| RU2541016C2 (en) | Black oil delayed coking method and unit | |
| CN106520190A (en) | Light hydrocarbon production method | |
| CN101302436B (en) | Catalytic cracking absorption stabilization system having gasoline cutting and process producing more propene and reducing alkene | |
| RU2479620C1 (en) | Method of gas separation during catalytic cracking of petroleum direction | |
| RU2206596C2 (en) | Hydrocarbon feedstock distillation process to produce fuel fractions | |
| RU2381255C1 (en) | Method for processing of benzene fractions | |
| US1769698A (en) | Process for recovering natural gasoline |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090313 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20100710 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180313 |