Депарафинизация нефти

1 – привод

2 – скребки 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Устройство для очистки нефтепромысловых труб от парафина (см. фиг.1, 2, 3, 4, 5) содержит привод 1 подъема и опускания скребков 2, развернутых вокруг продольной оси относительно друг друга на 90°, каждый из которых состоит из корпуса 3, с узлами присоединения 4, с шипами 5, два подвижных элемента 6 с ножами 7. Скребки 2 снабжены продольными ребрами 8, которые контактируют с внутренней поверхностью очищаемых груб, имеют на концах скосы 9 для прохождения препятствий и жестко соединены с ножами 7 в виде кольцевых секторов с заточенными торцами 10, причем ножи 7 между заточенными торцами 10 имеют по длине сектора диаметральную расточку, создающую контактный зазор между внутренней поверхностью очищаемой трубы и ножами 7. Между узлами присоединения 4 и подвижными элементами 6 установлены пружины 11, а шипы 5 находятся в позах 12 подвижных элементов 6.

      Выноска А с фиг.1 с видом скребка

                                               3 – корпус

  4 – узлы присоединения

                                               5 – шипы

                                  6 – подвижные подпружиненные элементы

                                                8 – продольные ребра

                                                9 – скосы

                                                11 – пружина

                                                 12 – пазы 
 
 
 

Технологический процесс

С помощью привода 1 подъема и опускания, внутри НКТ  происходит перемещение скребков 2, снабженных ножами 7, которые срезают  заточенными торцами 10 отложения  парафина с внутренней стороны очищаемых  труб в любом направлении: вперед или назад и в диаметральном, так как скребки 2 развернуты вокруг продольной оси относительно друг друга на 90°.

При встрече  с препятствием продольных ребер 8 со скосами 9 пружина 11 скребка 2 сжимается  в направлении, обратном рабочему ходу и за счет скольжения пазами 12 подвижных элементов 6 по шипам 5 ножи 7 сдвигаются к центру скребка 2, обходя препятствия. После прохождения препятствия пружина 11 возвращает ножи 7 в рабочее положение.

                                     Вид Б с фиг.2

                                      7 - ножи 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Поскольку ножи 7 установлены в корпусе 3 с узлами присоединения 4 на подвижных подпружиненных элементах 6, происходит вибрационное срезание слоя парафина со стенок НКТ. 
 

      Сечение В-В с фиг.2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Продольные ребра 8 скребков 2 со скосами 9 в совокупности с ножами 7 в виде кольцевых секторов с заточенными торцами 10 и диаметральной расточкой, создающей контактный зазор между внутренней поверхностью очищаемой трубы и ножами 7, обеспечивают снижение усилий для удаления отложений парафина.

                                        Сечение Г-Г с фиг.3

                                        10 – заточенные торцы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

3. Карбамидная депарафинизация

   В 2010 году в журнале «Нефтепереработка и нефтехимия» были приведены результаты лабораторных исследований по изучению свойств сырой нефти Состинского месторождения (Республика Калмыкия) и процесса ее депарафинизации. Карбамидную депарафинизацию нефти проводили в течение 60 мин при 20-60°С в присутствии активатора — изопропилового спирта и соотношении нефти и карбамида 1:(0,5-1,5). Проведение процесса карбамидной депарафинизации позволило с высокой степенью извлечения (до 87%) выделить смесь н-парафинов (С11 и выше), при этом происходит снижение температуры застывания нефти, а также увеличение потенциала светлых нефтепродуктов.

  Карбамидная депарафинизация основана на способности карбамида в определенных условиях образовывать с нормальными парафинами нерастворимые в углеводородах твердые комплексы (аддукты, клатраты), разлагающиеся при повышенной температуре.

   Технологические приемы осуществления карбамидной депарафинизации весьма разнообразны. Суть процессов заключается в контактировании сырья с карбамидом при 10—50 °С, отделении осадка комплекса, и его разложении при 70—100 °С

 Принципиальная  технологическая схема депарафинзации дизельных топлив  в  водно-спиртовом  растворе  карбамида:

/ — сырье;   // — насыщенный   раствор   карбамида: /// —депарафинизированный  продукт; IV— насыщенный растворитель. V—Свежий растворитель; VI — парафин.

/ — реактор; 2 —отстойник суспензии комплекса; 3, 4, 5 —промывные секции; 6 — подогреватель; 7 — отстойник 
 

  Насыщенный раствор карбамида в смеси воды с изопропиловым спиртом перемешивается с исходным сырьем в соотношении от 1/1 до 4/1 при 45— 50 °С и поступает в реакторы 1 трубчатого типа, где контактирует в течение 40—60 мин, постепенно охлаждаясь до 25— 35 °С (на 10—15°С ниже температуры насыщения раствора карбамида). Образующаяся в результате суспензия поступает в отстойник 2, сверху которого отводится депарафинизированный продукт. Нижний слой—(суспензия комплекса в истощенном растворе карбамида) промывается противотоком лигропновой фракцией с трехступенчатым отстоем в отстойниках 3—5.

  Отмытая суспензия с низа отстойника 5 отводится в подогреватель 6, где комплекс разлагается при 75°С и поступает в отстойник 7. С верха последнего отводятся парафины, а с низа — насыщенный раствор карбамида, возвращаемый на смешение с сырьем. Лигроиновая фракция, использованная для промывки комплекса, регенерируется из депарафинизированного топлива путем отгонки. От парафинов также отгоняется попадающая в них лигроиновая фракция. В состав установки входит и система регенерации изопропилового спирта, частично растворяющегося в депарафинизированном продукте и парафинах. 

   Помимо этой установки карбамидной депарафинизации в РФ действуют и другие. Например, действует несколько установок карбамидной депарафинизации кристаллическим карбамидом, по методу, разработанному ГрозНИИ.

    Особенностью  процесса является то, что карбамид  на всех стадиях находится в кристаллическом состоянии. В качестве активатора комплексообразования используется метиловый спирт, а в качестве разбавителя (промывающего агента)—легкий бензин БР-1.  Образование и разложение комплекса осуществляется   в  реакторах  с  мешалками,  а  разделение суспензии — на  непрерывно действующих центрифугах со шнековой выгрузкой осадка.

  В реактор комплексообразования 1 при 25—35 °С подаются сырье, бензин и метиловый спирт в массовом соотношении по массе 1/1,3/0,02, а также кристаллический карбамид (в массовом соотношении 0,5—0,8 на сырье). Суспензия из реактора через - теплообменник 2, в котором отводится тепло комплексообразования, прокачивается на центрифугу 3. Фугат с центрифуги (депарафинизированное топливо)  отводится на регенерацию метилового спирта и бензина.

Суспензия комплекса в бензине подается в реактор с мешалкой 4 и далее  вновь центрифугируется. Полученная с центрифуги суспензия выгружается  в мешалку 5, откуда насосом прокачивается  через подогреватель — реактор  разложения комплекса 6. Разложение комплекса протекает при 80—90 °С. Полученная суспензия карбамида в парафино-бензиновой смеси снова разделяется центрифугированием.

Парафин выводится на регенерацию бензина  и очистку, а карбамид возвращается в реактор комплексообразования. Разбавление комплекса разбавителями на всех стадиях проводится так, чтобы концентрация твердой фазы в суспензии, для  обеспечения  ее транспортабельности, находилась на  уровне   15—25%.

Регенерацию метилового спирта из фугатов депарафинизированного топлива и парафина производят водной экстракцией с разделением фаз в электроотстойниках и последующей отпаркой метилового спирта из воды. Регенерацию бензина ведут двух-трех ступенчатой отпаркой.

При переработке  по описанной схеме сырья с  пределами перегонки 200 — 340 С, содержащего 10—12% нормальных парафинов, получается парафин, перегоняющийся в пределах 245—350 °С, содержащий после сернокислотной очистки не более 0,5% ароматических углеводородов.

Депарафинизация дизельных топлив кристаллическим  карбамддом по сравнению с депарафинизацией в водно-спиртовом растворе карбамида требует более сложного оборудования и введения дополнительной стадии очистки парафинов от примесей ароматических углеводородов. Некоторые преимущества этого процесса связаны с использованием более доступного разбавителя. 

4. Депарафинизация в растворе пропана

   При депарафинизации в растворе сжиженного пропана существуют два варианта охлаждения раствора сырья: с хладоагентом, обычно используемым в последней стадии охлаждения аммиаком и за счет испарения из раствора самого пропана, которое осуществляется в вертикальных или горизонтальных аппаратах, действующих попеременно. Скорость охлаждения растворов в них регулируется скоростью снижения давления. Следовательно, в данных аппаратах испарение пропана зависит от отсоса его паров, для чего на установках этого типа предусмотрены компрессоры. Необходимую кратность пропана к сырью поддерживают, непрерывно добавляя пропан по мере его испарения или добавляя охлажденный пропан в конечной стадии охлаждения.

  

Принципиальная  технологическая  схема установки  депарафинизации  в растворе пропана:

1-сборник жидкого  пропана; 2- смеситель; 3- паровой подогреватель; 4, 8- холодильники; 5-7 - теплообменники; 9- промежуточная емкость для раствора  сырья; 10, 11 - пропановые кристаллизаторы самоохлаждення периодического действия, работающие попеременно; 12-каплеотоойникн; 13 - приемник суспензии петролатума; 14-барабанный фильтр, работающий под давлением; 15-ёмкость для охлажденного пропана; 16- приемник суспензии петролатума; 17-приемник пропана от промывки осадка на фильтрах; 15-приемник раствора депарафинированного масла; 19-компрессор; 20-22- насосы.

Линии: I -сырье; II -пропан; III-раствор сырья; IV-охлажденный  раствор сырья; V-суспензия петролатума; VI-раствор депарафинированного масла на регенерацию растворителя; VII — раствор от промывки осадка на фильтрах; VIII- охлажденный пропан на разбавление лепешки петролатума и на промывку лепешки на фильтрах, на разбавление охлажденного раствора, на добавку к сырьевому раствору для компенсации убыли его при самоохлаждении; IX -суспензия петролатума после фильтра; X- раствор петролатума на регенерацию растворителя; XI- пары пропана на компрессию; XII- вода; XIII-водяной пар. 

Технологический процесс

Сырье I подается насосом 20 в диафрагмовый смеситель 2, где смешивается со сжиженным пропаном II, поступающим из сборника 1 (рис. 62). Смесь подвергается термической обработке в паровом нагревателе 3 до 50—70 °C, а затем раствор III охлаждается водой в холодильнике 4 до 35-40 °С. Дополнительно раствор охлаждается холодным фильтратом VI в теплообменнике 5. Охлажденный раствор IV поступает в промежуточную емкость 9, откуда насосом 21 подается в один из попеременно действующих кристаллизаторов 10 и II, где за счет снижения давления происходит испарение пропана VIII, подаваемого в кристаллизатор из сборника 15 через теплообменник (на схеме не показаны) непосредственно в раствор, охлажденный до минус 30 - минус 45 °С.

В сборнике 15 пропан охлаждается в результате испарения части его. Суспензия V собирается в приемнике 13 и далее насосом 22 подается в барабанные фильтры 14, работающие под избыточным давлением-25—50 кПа (0,25—0,50 кгс/см²). Раствор депарафинированного масла VI поступает в приемник 18, откуда, пройдя теплообменники 7 и 5, направляется в секцию регенерации растворителя. Раствор от промывки осадка VII собирается в приемник 17 и затем добавляется к охлаждаемому раствору сырья IV перед кристаллизаторами 10 и 11. Осадок на фильтре промывается Охлажденным пропаном VIII, поступающим из сборника 15. Кроме того, пропан добавляется к петролатуму для разжижения осадка, облегчения транспортирования его шнеком и подачи в приемник 16, откуда через теплообменник 6 раствор петролатума X поступает в регенерационную часть установки. Осадок с барабана фильтра отдувается циркулирующим газообразным пропаном, подаваемым газодувкой. Пары пропана XI, пройдя брызгоотделитель 12, отсасываются компрессором 19, охлаждаются в холодильнике 8 и. поступают в сборник жидкого пропана 1.