RU2459160C2 - Способ выделения этановой фракции - Google Patents
Способ выделения этановой фракции Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459160C2 RU2459160C2 RU2010136352/06A RU2010136352A RU2459160C2 RU 2459160 C2 RU2459160 C2 RU 2459160C2 RU 2010136352/06 A RU2010136352/06 A RU 2010136352/06A RU 2010136352 A RU2010136352 A RU 2010136352A RU 2459160 C2 RU2459160 C2 RU 2459160C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ethane
- column
- ethane fraction
- low
- fraction
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологии извлечения целевых углеводородов из нефтяных и природных газов и может быть использовано на установках низкотемпературной переработки нефтяных и природных газов предприятий нефте- и газоперерабатывающей промышленности. Способ выделения этановой фракции путем низкотемпературной ректификации включает подачу углеводородного газа в ректификационную колонну на деэтанизацию, низкотемпературную конденсацию полученных паров в теплообменнике и подачу их в рефлюксную емкость, отвод части сконденсированной жидкости в ректификационную колонну на орошение и вывод товарных продуктов. Из рефлюксной емкости отводят вторую часть сконденсированной жидкости в виде дистиллята - товарной этановой фракции, дожимают ее до заданного давления, затем испаряют за счет рекуперации холода и подают в трубопровод с заданным давлением. Использование изобретения позволяет уменьшить эксплуатационные и капитальные затраты. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к технологии извлечения целевых углеводородов из нефтяных и природных газов и может быть использовано на установках низкотемпературной переработки нефтяных и природных газов предприятий нефте- и газоперерабатывающей промышленности.
Известен способ разделения нестабильного углеводородного конденсата, реализованный на установке получения пропана, описанной в патенте РФ №2275223, МПК F25J 3/00, опубл. 27.04.2006. Способ заключается в том, что нестабильный углеводородный конденсат подают в колонну - деэтанизатор, где происходит разделение на газ деэтанизации и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Газ деэтанизации охлаждают в пропановом испарителе и подают в рефлюксную емкость. Конденсат из рефлюксной емкости насосом подают на орошение верха деэтанизатора, а отсепарированный газ деэтанизации направляют для рекуперации тепла на блок низкотемпературной конденсации (НТК). Выходящую из деэтанизатора ШФЛУ охлаждают и выводят как готовый продукт.
Общими признаками известного и предлагаемого способов являются подача углеводородного газа в колонну на деэтанизацию, охлаждение полученных в результате деэтанизации паров, их низкотемпературная конденсация с последующей подачей сконденсированной жидкости в колонну на орошение и вывод товарных продуктов.
Недостатки известного способа заключаются в больших энергозатратах, высокой стоимости оборудования узла деэтанизации (из-за больших массогабаритных характеристик оборудования) и зависимости давления в деэтанизаторе от давления в продуктопроводе отбензиненного газа.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ, реализованный на установке низкотемпературной ректификации, описанной в кн.: Чуракаев A.M. «Газоперерабатывающие заводы и установки», М., «Недра», 1994, с.157-158. Способ заключается в том, что углеводородный конденсат направляют в ректификационную колонну, в которой в результате подачи орошения происходит конденсация основной массы высококипящих углеводородов и отчасти метана и этана, при этом подвод тепла в нижнюю часть колонны обеспечивает их выпаривание. В колонне происходит разделение углеводородного конденсата на этановую фракцию и деэтанизированную ШФЛУ. На практике данный способ применялся для отбензинивания жирных газов, содержащих С3+в от 400 до 600 г/нм3.
Общими признаками известного и предлагаемого способов являются подача углеводородного газа в ректификационную колонну на деэтанизацию, охлаждение полученных в результате деэтанизации паров, их низкотемпературная конденсация с последующей подачей сконденсированной жидкости в ректификационную колонну на орошение и вывод товарных продуктов.
Недостатками известного способа являются большие энергозатраты, высокая стоимость оборудования узла деэтанизации (из-за больших массогабаритных характеристик оборудования) и зависимость давления в деэтанизаторе от давления в продуктопроводе этановой фракции, что не позволяет проводить процесс при низком давлении. Проведение процесса выработки этановой фракции при повышенном давлении увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты узла выработки этановой фракции (деэтанизации).
Техническая задача заключается в создании способа, позволяющего с наименьшими эксплуатационными и капитальными затратами выделять этановую фракцию из углеводородного газа.
Поставленная задача достигается тем, что в способе выделения этановой фракции путем низкотемпературной ректификации, включающем подачу углеводородного газа в ректификационную колонну на деэтанизацию, низкотемпературную конденсацию полученных паров с последующей подачей сконденсированной жидкости в ректификационную колонну на орошение и вывод товарных продуктов, при этом в ректификационной колонне поддерживают давление, позволяющее полностью сконденсировать пары, полученные в результате деэтанизации и последующего охлаждения, при этом на орошение ректификационной колонны подают часть сконденсированной жидкости, а вторую часть сконденсированной жидкости в виде дистиллята дожимают до заданного давления и затем испаряют за счет рекуперации холода.
Кроме этого, дожатый до заданного давления дистиллят испаряют в результате рекуперативного теплообмена с парами, полученными с верха ректификационной колонны.
Совокупность отличительных признаков позволяет проводить процесс деэтанизации (выделения этановой фракции) при низком давлении, минимальном, которое потребуется для полной конденсации паров из деэтанизатора (этановой колонны). Проведение процесса при низком давлении позволяет понизить энергетические затраты на конденсацию паров из колонны и обогрев куба колонны, уменьшить ее массогабаритные характеристики и стоимость. Выделение верхнего продукта колонны (газа деэтанизации или этановой фракции) в жидком виде и дальнейшее его испарение позволяют подавать продукт в продуктопровод с заданным давлением с использованием насоса, что значительно дешевле, чем выделение продукта в газообразном виде и дальнейшее его компримирование.
Предлагаемый способ осуществляется на малогабаритной установке выделения этановой фракции, технологическая схема которой приведена на чертеже.
Установка выделения этановой фракции включает этановую колонну 1, пропановый испаритель 2, рефлюксную емкость 3, насос орошения 4, насос этановой фракции 5, рибойлер 6 и рекуперативный теплообменник 7.
Сырье (фракция С2+в) поступает в этановую колонну 1. Пары с верха колонны охлаждаются в теплообменнике 7, полностью конденсируются в пропановом испарителе 2 и направляются в рефлюксную емкость 3. Из рефлюксной емкости 3 часть жидкости насосом 4 подают в этановую колонну 1 в качестве орошения, а другую часть жидкости (дистиллят) насосом 5 подают в рекуперативный теплообменник 7 для рекуперации холода. В рекуперативном теплообменнике 7 дистиллят колонны 1 полностью испаряется и выводится за пределы установки в качестве товарного продукта - этановой фракции.
На чертеже в качестве примера рассмотрен вариант испарения этановой фракции парами с верха этановой колонны 1. В случае, если установка выделения этановой фракции расположена рядом с установкой НТК, теплообменник 7 можно расположить на установке НТК и испарять этановую фракцию нефтяным или природным газом перед подачей его в пропановый испаритель. Жидкость с кубовой части этановой колонны 1 направляется в рибойлер 6, где частично испаряется. Испарившаяся часть возвращается в куб этановой колонны 1, а неиспарившаяся часть (ШФЛУ) направляется на газофракционирующую установку или на охлаждение и далее в товарный парк.
Давление в этановой колонне 1 зависит от выбранного хладагента и эффективности пропанового испарителя 2 и выбирается минимально возможным. Требуемое давление товарной этановой фракции на входе в этанопровод обеспечивается работой насоса 5.
Пример
Сырье (фракция С2+в) поступает на установку в этановую колонну 1. Расход сырья 18,3 т/ч. Давление в этановой колонне составляет 1,01 МПа (изб.). Пары с верха колонны охлаждаются в теплообменнике 7, полностью конденсируются в пропановом испарителе 2 при температуре минус 34°C и направляются в рефлюксную емкость 3. Из рефлюксной емкости 3 часть жидкости в количестве 10 т/ч насосом 4 подают в этановую колонну 1 в качестве орошения, а другую часть жидкости (дистиллят) в количестве 3,2 т/ч насосом 5 подают в рекуперативный теплообменник 7 для рекуперации холода. В рекуперативном теплообменнике 7 дистиллят колонны 1 полностью испаряется и выводится за пределы установки в качестве товарного продукта - этановой фракции. Требуемое давление товарной этановой фракции на входе в этанопровод 2,5 МПа (изб.) обеспечивается работой насоса 5.
Жидкость с кубовой части этановой колонны 1 направляется в рибойлер 6, где нагревается до температуры 49°C и частично испаряется. Испарившаяся часть возвращается в куб этановой колонны 1, а неиспарившаяся часть (ШФЛУ) расходом 15,1 т/ч направляется на газофракционирующую установку или на охлаждение и далее в товарный парк.
В таблице приведено сравнение основных характеристик установки НТК с существующей и предлагаемой технологическими схемами выделения этановой фракции.
| Наименование показателя | Существующий способ-прототип | Предлагаемый способ | Эффективность, % |
| Извлечение, %: | |||
| - этановой фракции | 36,58 | 36,58 | - |
| - ШФЛУ | 95,17 | 95,17 | - |
| Выход продуктов, кг/ч: | |||
| - этановой фракции | 3221 | 3221 | - |
| - ШФЛУ | 15108 | 15108 | - |
| Холодопроизводительность ПХУ, кВт | 3594 | 3070 | 14,6 |
| Суммарная нагрузка на рибойлеры, кВт | 3287 | 2127 | 35,3 |
| Характеристика этановой колонны: | |||
| Давление, МПа (изб.) | 2,63 | 1,01 | - |
| Температура, °C: | |||
| - в конденсаторе | 4,7 | -34,3 | - |
| - верха | 6,8 | -27,6 | - |
| - низа | 86,5 | 44,4 | - |
| - в рибойлере | 92,4 | 48,7 | - |
| Расход орошения, м3/ч | 55,5 | 21,3 | 61,6 |
| Максимальный расход паров, м3/ч: | |||
| - на тарелках выше питания | 67,4 | 36,6 | 45,7 |
| - на тарелках ниже питания | 69,8 | 22,1 | 68,3 |
Как видно из таблицы, предлагаемый способ позволяет снизить энергозатраты на выработку этановой фракции: уменьшает расход электроэнергии за счет снижения нагрузки на пропановую холодильную установку (ПХУ) на 15% и топливного газа за счет снижения нагрузки на рибойлер на 35%. Кроме того, предлагаемый способ выделения этановой фракции позволяет снизить расход паров в этановой колонне, что уменьшает ее массогабаритные характеристики и стоимость. При использовании предлагаемого способа стоимость всех аппаратов установки выделения этановой фракции будет меньше, чем при использовании существующего способа, за исключением конденсатора этановой фракции. Ориентировочно стоимость оборудования установки выделения этановой фракции при использовании предлагаемого способа будет меньше на 15-20%.
Claims (2)
1. Способ выделения этановой фракции путем низкотемпературной ректификации, включающий подачу углеводородного газа в ректификационную колонну на деэтанизацию, низкотемпературную конденсацию полученных паров в теплообменнике и подачу их в рефлюксную емкость, отвод части сконденсированной жидкости в ректификационную колонну на орошение и вывод товарных продуктов, отличающийся тем, что из рефлюксной емкости отводят вторую часть сконденсированной жидкости в виде дистиллята - товарной этановой фракции, дожимают ее до заданного давления, затем испаряют за счет рекуперации холода и подают в трубопровод с заданным давлением.
2. Способ выделения этановой фракции по п.1, отличающийся тем, что дожатый до заданного давления дистиллят испаряют в результате рекуперативного теплообмена с парами, полученными с верха ректификационной колонны.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010136352/06A RU2459160C2 (ru) | 2010-08-30 | 2010-08-30 | Способ выделения этановой фракции |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010136352/06A RU2459160C2 (ru) | 2010-08-30 | 2010-08-30 | Способ выделения этановой фракции |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010136352A RU2010136352A (ru) | 2012-03-10 |
| RU2459160C2 true RU2459160C2 (ru) | 2012-08-20 |
Family
ID=46028771
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010136352/06A RU2459160C2 (ru) | 2010-08-30 | 2010-08-30 | Способ выделения этановой фракции |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2459160C2 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1354007A1 (ru) * | 1985-11-18 | 1987-11-23 | Предприятие П/Я Р-6956 | Способ управлени установкой сжижени природного газа |
| JP2005320311A (ja) * | 2004-04-05 | 2005-11-17 | Toyo Eng Corp | 液化天然ガスからの炭化水素分離方法および分離装置 |
| WO2008002592A2 (en) * | 2006-06-27 | 2008-01-03 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery methods and configurations |
| WO2009087307A2 (fr) * | 2007-10-26 | 2009-07-16 | Ifp | Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane |
-
2010
- 2010-08-30 RU RU2010136352/06A patent/RU2459160C2/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1354007A1 (ru) * | 1985-11-18 | 1987-11-23 | Предприятие П/Я Р-6956 | Способ управлени установкой сжижени природного газа |
| JP2005320311A (ja) * | 2004-04-05 | 2005-11-17 | Toyo Eng Corp | 液化天然ガスからの炭化水素分離方法および分離装置 |
| WO2008002592A2 (en) * | 2006-06-27 | 2008-01-03 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery methods and configurations |
| WO2009087307A2 (fr) * | 2007-10-26 | 2009-07-16 | Ifp | Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel avec récupération améliorée de propane |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010136352A (ru) | 2012-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8182654B2 (en) | Heat pump for high purity bottom product | |
| RU2407966C2 (ru) | Способ обработки жидкого природного газа | |
| US7310972B2 (en) | Process and apparatus for separation of hydrocarbons from liquefied natural gas | |
| US10113127B2 (en) | Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas | |
| RU2500450C2 (ru) | Усовершенствованный тепловой насос для высокочистого кубового продукта | |
| NO166672B (no) | Fremgangsmaate for separering av nitrogen fra et raastoff under trykk inneholdende naturgass og nitrogen. | |
| SA110310707B1 (ar) | معالجة غاز هيدروكربونى | |
| CN104271710B (zh) | 一种从炼厂燃料气流回收低压气和冷凝物的方法 | |
| MX2008013462A (es) | Procesamiento de gas natural licuado. | |
| MXPA02003946A (es) | Metodos y aparato para la recuperacion alta de propano. | |
| CN105783421B (zh) | 一种天然气轻烃回收的方法及装置 | |
| RU2015114796A (ru) | Интегрированное удаление азота при производстве сжиженного природного газа с использованием промежуточного разделения исходного газа | |
| US20080302650A1 (en) | Process to recover low grade heat from a fractionation system | |
| CN101218479B (zh) | 用于制备粗制氖气的方法和设备 | |
| RU2688533C1 (ru) | Установка нтдр для комплексной подготовки газа и получения спг и способ ее работы | |
| CN109748772B (zh) | 从lng中分离和回收烃类的设备 | |
| RU2459160C2 (ru) | Способ выделения этановой фракции | |
| CN106883897A (zh) | Bog分离提纯设备及工艺 | |
| CN108473391A (zh) | 用于改进fcc回收单元的丙烯回收率的方法 | |
| RU2626612C2 (ru) | Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты) | |
| CN103896702B (zh) | 从馏分中间预切割的轻烃分离方法及系统 | |
| RU2338734C1 (ru) | Способ выделения углеводородов c3+ из попутных нефтяных газов | |
| RU2563948C2 (ru) | Способ переработки нефтяного газа | |
| RU2537110C2 (ru) | Способ отделения азота | |
| RU2393347C1 (ru) | Способ подготовки нефти |