RU2546668C1 - Способ и установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области предварительной переработки нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью. Изобретение касается способа стабилизации нестабильного газокоденсата в смеси с нефтью, реализуется в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, с верха первой колонны выделяют сероводород, метилмеркаптан и легкие углеводороды, с низа отводится глубокодеметилмеркаптанизированный стабилизат, направляемый во вторую ректификационную колонну, из которой далее выделяются углеводородные фракции, содержащие извлекаемые в дальнейшем в качестве одорантов меркаптаны, нк-65°C, или нк-75°C, или нк-130°C, в которых концентрируются соответственно этилмеркаптан, изомерный и нормальный пропилмеркаптаны и изомерные и нормальный бутилмеркаптаны или смеси соответствующих меркаптанов, а с низа колонны отводится тяжелый остаток. Изобретение также касается установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью. Технический результат - очистка нефти и газоконденсата от сероводорода и метилмеркаптана, выработка ассортимента углеводородных фракций. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 4 пр.

Description

Изобретение относится к области предварительной переработки нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности при производстве одорантов.

В состав легких фракций нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью входят низкомолекулярные меркаптаны: метилмеркаптан, этилмеркаптан, изомерный и нормальный пропилмеркаптаны и изомерные и нормальный бутилмеркаптаны. Одной из особенностей меркаптанов является неприятный запах, передаваемый ими нефтепродуктам и ухудшающий товарные качества последних, что требует очистки, то есть демеркаптанизации последних. В соответствии с требованиями стандарта на нефть и газоконденсат остаточное содержание в них сероводорода и суммы метилмеркаптана и этилмеркаптана не должно превышать 20 и 40 ppm соответственно. С другой стороны, меркаптаны за исключением метилмеркаптана служат одорантами, добавляемыми к природному топливному газу в качестве индикаторов для обнаружения аварийных утечек газа, поэтому при стабилизации газоконденсата, нефти и их смесей целесообразно извлекать как самостоятельный продукт этилмеркаптан.

Известен способ разделения газоконденсата в двух последовательно работающих ректификационных колоннах, в первой из которых происходит стабилизация конденсата, а во второй стабильный конденсат разделяется на легкую бензиновую и дизельную фракции (патент RU 2114892, МПК B01D, C10G, заявлен 07.10.1996, опубликован 10.07.1998). Основными недостатками изобретения являются:

- газы стабилизации, отводимые из первой ректификационной колонны, нерационально используются в качестве топливного газа;

- меркаптаны, остающиеся в легкой бензиновой и дизельной фракциях, ухудшают органолептические качества нефтепродуктов;

- разделение стабильного конденсата на легкую бензиновую и дизельную фракции без извлечения дополнительно промежуточной керосиновой фракции приводит к ухудшению качества как бензиновой, так и дизельной фракций.

Известен способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти при подготовке нефти к ее транспортированию ректификацией в двух последовательно работающих ректификационных колоннах при давлении 0,1-0,2 МПа и температуре нагрева нефти 120-160°C, дистиллятами которых являются соответственно газ стабилизации и конденсат (патент RU 2409609, МПК C10G, заявлен 05.08.2009, опубликован 20.01.2011). Основным недостатком изобретения является то, что при стабилизации нефти происходит одновременное удаление из нефти сероводорода, легких меркаптанов и низкомолекулярных углеводородов, которые далее могут использоваться как заводской топливный газ, при сгорании которого сернистые соединения дают оксиды серы, загрязняющие окружающую среду, а тяжелые меркаптаны остаются в стабильной нефти, ухудшая ее органолептические качества.

Известен также способ переработки газовых конденсатов, включающий стабилизацию нестабильного газового конденсата, отбензинивание газов стабилизации с получением широкой фракции легких углеводородов, атмосферную перегонку стабильного газового конденсата, гидроочистку полученных фракций, разделение продуктов гидроочистки на фракции с последующим каталитическим риформингом, отличающийся тем, что продукты гидроочистки разделяют на фракции нк-70°C, 70-180°C и 180-350°C с последующим каталитическим риформингом фракции 70-180°C, гидроочищенную фракцию нк-70°C подвергают изомеризации, а широкую фракцию легких углеводородов - ароматизации с получением компонентов высокооктанового бензина, при этом остаток атмосферной перегонки подвергают каталитическому крекингу (патент RU 245337, МПК C10G, заявлен 12.07.1996, опубликован 10.02.2000). Основными недостатками изобретения являются:

- газы стабилизации очищают от сернистых соединений и отбензинивают методом масляной абсорбции с получением топливного газа и широкой фракции легких углеводородов, что приводит к присутствию в топливном газе сернистых соединений, которые при сжигании газа переходят в оксиды серы, загрязняющие окружающую среду;

- тяжелые меркаптаны остаются в стабильном газоконденсате и в процессе его последующей перегонки переходят во фракции, подвергаемые гидроочистке, что с одной стороны приводит к дополнительной нагрузке на катализаторы гидроочистки, а с другой - к уничтожению меркаптанов, являющихся ценными одорантами.

Известен также способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов путем их окисления кислородом воздуха под давлением в присутствии водного раствора моноэтаноламина при температуре 10-65°C, отличающийся тем, что процесс проводят в присутствии элементарной серы, взятой в виде ее 0,1-20% раствора в 20-99% водном растворе моноэтаноламина, этот раствор в количестве 0,02-25% масс. на сырье и воздух в количестве 0,08-0,15 нм³ на 1 моль сероводородной и 2 моль меркаптановой серы вводят в нефть или газоконденсат при перемешивании и смесь выдерживают при давлении 0,2-3,5 МПа в течение не менее 5 мин. (патент RU 2140960, МПК C10G, заявлен 16.01.1997, опубликован 10.11.1999). Основными недостатками изобретения являются:

- необходимость введения в очищаемую систему элементарной серы;

- необходимое количество серы в свежем моноэтанольном растворе определяется только опытным путем;

- меркаптаны превращаются в дисульфиды и остаются в качестве серосодержащих компонентов в очищаемых нефти и газоконденсате.

Известен также способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающий непрерывный ввод в сырье расчетных количеств водно-щелочного раствора катализатора и воздуха, выдерживание полученной смеси при давлении 0,5-3,0 МПа и температуре 25-65°C и разделение реакционной смеси с выделением очищенного сырья, отличающийся тем, что в поток сырья без предварительной очистки от сероводорода при перемешивании одновременно вводят 25-45% водный раствор щелочи и 0,15-0,25% раствор фталоцианинового катализатора в очищенных от растворенного кислорода воде или 0,5-1,5% водном растворе щелочи, затем в поток сырья вводят воздух, полученную смесь выдерживают в течение 5-180 мин., после этого часть реакционной смеси, содержащей очищенное сырье, растворенный отработанный воздух и эмульгированный водно-щелочной раствор катализатора, направляют на смешение с исходным сырьем, которое проводят при давлении 0,2-0,5 МПа (патент RU 2120464, МПК C10G, заявлен 12.09.1997, опубликован 20.10.1998). Основными недостатками изобретения являются:

- из очищенного сырья отстаивается водно-солевой раствор, содержащий в основном тиосульфат натрия, а также небольшие количества сульфата, едкого натра и катализатора что увеличивает количество производственных стоков, подлежащих очистке;

- основной продукт окисления сероводорода - элементарная сера - остается в очищенном сырье в растворенном виде, что приведет к наличию серы в товарных продуктах, получаемых из нефти и конденсата, или к их дополнительной очистке, например, при помощи гидроочистки.

Известен способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов путем ввода 3-30% раствора уротропина в техническом формалине или в смеси формалина и водного аммиака из расчета 0,8-3,5 моль формальдегида и 0,09-0,3 моль уротропина на 1 моль сероводородной и меркаптановой серы (заявка на изобретение RU 2004120224, МПК C10G, заявлен 01.07.2004). Основными недостатками изобретения являются:

- длительность проведения химического процесса - 1-5 часов, что требует реализации этого процесса в резервуаре с образованием аммиачных стоков;

- при большом содержании меркаптанов C₁-C₂ (более 400 ppm) за 1 час при 55-70°C количество их можно снизить только до 150-200 ppm. Дополнительная выдержка в течение 2-5 часов позволяет уменьшить содержание меркаптанов С₁-С₂ еще на 150-250 ppm, причем это происходит за счет перехода легких меркаптанов в более тяжелые с более высокой молекулярной массой, то есть суммарное количество легких и тяжелых меркаптанов практически не изменяется.

Известен также способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от меркаптанов и сероводорода обработкой исходного сырья метанолэтаноламином, диметанолэтаноламином, метанолдиэтаноламином или их смесью, взятыми в количестве 0,3-2 моль на 1 моль меркаптановой и сероводородной серы. Метанолэтаноламин, диметанолэтаноламин или метанолдиэтаноламин используют в виде водного раствора, предварительно полученного взаимодействием моно- или диэтаноламина с водным раствором формальдегида (патент RU 2121492, МПК C10G, заявлен 11.04.1996, опубликован 10.11.1998). Основным недостатком изобретения является низкая степень очистки сырья от меркаптанов на уровне 21,7-71,0%, кроме того необходима реализация стадии регенерации водных растворов метанолэтаноламина, диметанолэтаноламина или метанолдиэтаноламина.

Известен также способ стабилизации газонасыщенной нефти, включающий двухступенчатую сепарацию нефти с выделением газа и последующим его фракционированием (патент RU 2465304, МПК C10G 53/02, заявлен 12.08.2011, опубликован 27.10.2012). Основным недостатком изобретения является низкая четкость отделения газа от нефти и отсутствие их очистки от серосодержащих веществ, так как легкие меркаптаны и сероводород переходят в газ, а тяжелые меркаптаны остаются в стабилизированной нефти.

Известен также наиболее близкий заявляемому изобретению способ стабилизации и очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий ректификацию сырья в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн и вывод стабильных и очищенных остатков с низа колонн с получением товарной нефти путем их смешения (Теляшев Г.Р., Теляшева М.Р., Теляшев Г.Г., Арсланов Ф.А. Нефтегазовое дело, 2010, №1, _2pdf). Основными недостатками изобретения являются:

- в газах, отводимых после конденсации из сепаратора и называемых концентратом сероводорода и легких меркаптанов, подаваемых далее на очистку, содержится практически только 3% сероводорода и менее 0,5 и 1,0% соответственно метилмеркаптана и этилмеркаптана, что не позволяет получить в данном способе этилмеркаптан как товарный одорант и препятствует его выделению из газового потока иными способами; концентрат сероводорода и легких меркаптанов;

- ректификация во второй колонне осуществляется в диапазоне температур 55-85°C, что не позволяет поддерживать в ней рациональный температурный режим до выделения бензиновых фракций, необходимых для реализации различных вторичных процессов, выводится только часть газового бензина-растворителя, не имеющего достаточно широкого применения и закачиваемого обратно в нефть;

- использование для отгонки из нефти фракции бензина буферной емкости-сепаратора за счет снижения в ней давления относительно низа первой ректификационной колонны неэффективно, поскольку разделение продуктов в емкости-сепараторе происходит по принципу однократного испарения, эквивалентного одной теоретической тарелке; это приводит к тому, что так называемый концентрат сероводорода и легких меркаптанов, отводимый из сепаратора на сторону содержит 66,5% масс. углеводородов от пентана и выше;

- смешение двух паровых потоков с верха первой и второй ректификационных колонн в силу различия их составов и температур термодинамически неэффективно;

- подача исходной нефти в качестве жидкого орошения на верх первой ректификационной колонны снижает качество фракционирования в этом аппарате, так как пары, уходящие с верха первой ректификационной колонны, должны быть равновесны с подаваемым орошением и, следовательно, в определенной степени в пары будут переходить не только легкие, но и более тяжелые углеводороды;

- степень очистки исходной нефти от метилмеркаптана и этилмеркаптана не превышает 84,2% масс.

Известна установка для переработки нестабильного газового конденсата в смеси с попутной нефтью, включающая блок стабилизации конденсата из колонны-деэтанизатора и колонны-стабилизатора и блок фракционирования конденсата из ректификационной колонны и стрипинг-колонны, печь, холодильники, теплообменники, емкости, насосы и систему трубопроводов, соединяющие аппараты между собой, при этом колонна-деэтанизатор посредством системы трубопроводов соединена с сепаратором, теплообменником и печью, а колонна-стабилизатор посредством системы трубопроводов в верхней части соединена с воздушным холодильником, связанным с рефлюксной емкостью, а в нижней части с печью и воздушным холодильником, причем указанные колонны соединены между собой через теплообменник, указанный блок фракционирования конденсата дополнительно содержит стриппинг-колонну, соединенную с ректификационной колонной, стрипинг-колонна посредством системы трубопроводов соединена с нижней частью ректификационной колонны через теплообменник, воздушный холодильник, емкость и насос, в верхней части ректификационная колонна посредством системы трубопроводов соединена с воздушным холодильником и емкостью (патент RU 2477301, МПК B01D, C10G, заявлен 08.12.2011, опубликован 10.03.2013). Основными недостатками изобретения являются:

- неработоспособность колонны-деэтанизатора, рассматриваемой как ректификационная колонна, но не имеющей ни по схеме, ни по описанию системы создания орошения, без которой неизбежны значительные потери легких углеводородов, выходящих с верха колонны-деэтанизатора и нерационально используемых в качестве топлива;

- отсутствуют выводы продуктов ректификации с низа колонны-деэтанизатора и колонны-стабилизатора;

- продукты, выходящие из колонны-стабилизатора и поступающие далее в печь 17 для нагрева перед ректификационной колонной до 300°C, энергетически нерационально охлаждаются по пути в воздушном холодильнике до 40°C;

- ректификационная колонна не имеет отгонной части, из-за чего в колонне снижается четкость разделения и низкое качество получаемой керосиновой фракции;

- установка не предусматривает демеркаптанизирования стабилизируемого газового конденсата;

- низкое качество моторного топлива (фракции нк-160°C) из-за недостаточного количества контактных тарелок (20 тарелок) в ректификационной колонне.

Известна также наиболее близкая заявляемому изобретению установка стабилизации и очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающая две ректификационные колонны, снабженные контактными и сливными устройствами, теплообменники, печь, буферную емкость-сепаратор, холодильник, газосепаратор, кипятильник, связанные системой трубопроводов (Теляшев Г.Р., Теляшева М.Р., Теляшев Г.Г., Арсланов Ф.А., Нефтегазовое дело, 2010, №1, http://www.ogbus.ru/autors/TelyashevGR/TelyashevGR_2pdf). Основными недостатками изобретения являются:

- совместное осуществление охлаждения и сепарации дистиллятов обеих ректификационных колонн, имеющих различные составы и температуры усложняет подбор режима работы холодильника;

- подача паров из буферной емкости в газосепаратор эквивалентна просто сбросу паров из нее в газовую сеть минуя газосепаратор, и технологическая схема установки становится неэффективной, поскольку теряется смысл использования второй ректификационной колонны;

- использование в первой ректификационной колонне перегруженной по жидкой фазе и недогруженной по паровой фазе контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов (например, мелкожалюзийного типа) со сливными устройствами удвоенной глубины нерационально, так как контактные системы со сливными устройствами удвоенной глубины эквивалентны контактным системам со сливными устройствами единичной глубины, но с удвоением поперечного сечения колонны по паровой фазе, что в условиях и так низкой паровой нагрузки снижает массообменную эффективность контактных устройств;

- объединение потоков стабильной нефти после первой ректификационной колонны и бензина-растворителя после второй ректификационной колонны (ранее уже извлеченного из нефти).

Задачей заявляемого изобретения является разработка способа стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, в ходе которой наряду с получением стабильной смеси нефти и газоконденсата происходит очистка его от сероводорода и метилмеркаптана и выработка необходимого ассортимента углеводородных фракций, необходимых для последующего извлечения одорантов - этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана и изомерного и нормального бутилмеркаптана или смеси соответствующих меркаптанов, а также разработка установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, обеспечивающей реализацию этого способа.

Для решения поставленной задачи предлагается способ стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, включающий ректификацию сырья в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн и вывод стабильных и очищенных остатков с низа колонн, с верха первой колонны выделяют сероводород, метилмеркаптан и легкие углеводороды, с низа первой колонны выделяют глубоко деметилмеркаптанизированый стабилизат и подают во вторую колонну, из которой далее выделяются углеводородные фракции, содержащие извлекаемые в дальнейшем в качестве одорантов меркаптаны, нк-65°C, или нк-75°C, или нк-130°C, в которых концентрируются соответственно этилмеркаптан, изомерный и нормальный пропилмеркаптаны и изомерные и нормальный бутилмеркаптаны или смеси соответствующих меркаптанов, а с низа колонны отводится тяжелый остаток. При этом первая ректификационная колонна решает задачу стабилизации сырья с одновременным удалением из него сероводорода и метилмеркаптана, не используемого в качестве одоранта, а вторая ректификационная колонна служит для выделения углеводородных фракций, содержащих конкретные необходимые при последующем выделении виды меркаптанов, используемых в качестве одорантов. Используемые как одоранты меркаптаны с температурой кипения 35,0C (этилмеркаптан), 52,5C (изопропилмеркаптан), 67,6C (нормальный пропилмеркаптан), 64,2-119C (изомерные и нормальный бутилмеркаптаны) могут быть извлечены с учетом потенциальной четкости фракционирования из углеводородных фракций соответственно нк-75C, 65-75C, 75-130C (Обзорная информация. Газовая промышленность. Серия «Подготовка и переработка газов и газового конденсата. Выпуск 8. Извлечение низкокипящих меркаптанов из продукции газоперерабатывающих заводов и пути их использования. Москва. 1986, с. 13).

В связи с этим целесообразно при подготовке сырья для извлечения этилмеркаптана с верха второй колонны выделять углеводородную фракцию нк-65C, при подготовке сырья для извлечения смеси этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана с верха второй колонны выделять углеводородную фракцию нк-75C, при подготовке сырья для извлечения совместно этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана, изомерного и нормального бутилмеркаптана с верха второй колонны выделять углеводородную фракцию нк-130C.

Целесообразно также при подготовке сырья для извлечения изомерного и нормального пропилмеркаптанов из второй колонны боковым погоном выделять углеводородную фракцию 65-75C, а с верха выделять углеводородную фракцию нк-65C.

В том случае, когда готовится сырье для извлечения изомерного и нормального бутилмеркаптанов, из второй колонны боковым погоном следует выделять углеводородную фракцию 75-130C, а с верха выделять углеводородную фракцию нк-75C.

Для решения поставленной задачи предлагается также установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью для осуществления способа по п. 1, включающая две ректификационные колонны, снабженные контактными и сливными устройствами, теплообменники, печь, холодильник, газосепаратор, связанные системой трубопроводов, в которой ректификационные колонны имеют систему создания парового орошения в виде циркуляционного контура, связывающего низ колонны, насос для перекачки остатка и печь для создания горячей струи, циркуляционные контуры низа первой и второй ректификационных колонн после насоса разделяются на части, где часть поступает в печь и образует циркуляционный контур, а оставшаяся часть отводится в рекуперативные теплообменники для нагрева сырья этих колонн. Наличие системы создания парового орошения в виде циркуляционного контура, связывающего низ второй ректификационной колонны, насос для перекачки остатка и печь для создания горячей струи, обеспечивает создание во второй ректификационной колонне регулируемых потоков паровой фазы, обеспечивающих заданную четкость разделения углеводородных фракций, а наличие рекуперативных теплообменников нагрева сырья ректификационных колонн горячими остатками тех же колонн обеспечивает снижение энергозатрат на реализацию процесса в целом.

Целесообразно, чтобы вторая ректификационная колонна имела систему бокового отбора углеводородной фракции между зоной ввода сырья и подачи жидкого орошения для тех случаев, когда отбирается фракция 65-75C при подготовке сырья для извлечения изомерного и нормального пропилмеркаптанов или когда отбирается фракция 75-130C при подготовке сырья для извлечения изомерного и нормального бутилмеркаптанов. Для обеспечения гибкости функционирования второй ректификационной колонны при различных по физико-химическим свойствам отбираемых углеводородных фракций необходимо, чтобы система бокового отбора углеводородной фракции между зоной ввода сырья и подачи жидкого орошения имела несколько уровней вывода бокового отбора углеводородной фракции, а трубопровод ввода сырья второй ректификационной колонны - остатка первой ректификационной колонны - имел несколько уровней ввода. Наличие нескольких уровней ввода сырья и выводов бокового отбора углеводородной фракции позволяет варьировать число контактных устройств в различных зонах второй ректификационной колонны - между верхом колонны и выводом бокового отбора углеводородной фракции, между выводом бокового отбора углеводородной фракции и вводом сырья, между вводом сырья и низом колонны.

Для изменения качества углеводородной фракции, а именно повышения температуры начала кипения, отбираемой сбоку второй ректификационной колонны, целесообразно, чтобы колонна имела дополнительную отпарную секцию, соединенную в своей верхней части с колонной системой бокового отбора углеводородной фракции и трубопроводом возврата в колонну отпаренных углеводородов, а в своей нижней части имела трубопроводы вывода соответствующей углеводородной фракции и ввода водяного пара или потока горячей струи от ребойлера нагрева куба отпарной колонны.

Для обеспечения оптимальных скоростей потоков паровой и жидкой фаз в зонах массопередачи ректификационных колонн целесообразно, чтобы их контактные устройства представляли собой перекрестноточные регулярные насадочные секции, в которых формируются независимые проходные сечения для потоков паровой и жидкой фаз, при этом оптимальные сечения для прохода паровой и жидкой фаз через секции рассчитываются в результате математического моделирования процесса массопереноса по высоте ректификационной колонны.

Заявляемое изобретение иллюстрируется чертежом, где на фигуре 1 изображена схема предлагаемой установки для стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по предложенному способу стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью.

Схема установки для стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью содержит следующие позиции:

100, 107 - рекуперативный теплообменник,

101 - первая ректификационная колонна,

102, 109 - аппарат воздушного охлаждения

103, 110 - газосепаратор,

104, 105, 111, 112 - насос,

106, 113 - печь,

108 - вторая ректификационная колонна,

114 - отпарная секция;

1-26, 28-33 - трубопроводы.

Заявляемый способ стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью осуществляется следующим образом. Сырье стабилизации с температурой 90°C подается в рекуперативный теплообменник 100. Нагретое до температуры 185°C сырье направляется в первую ректификационную колонну 101. Первая ректификационная колонна 101 предназначена для стабилизации сырья с одновременным удалением из него сероводорода и метилмеркаптана, который не используется в качестве одоранта. С верха первой ректификационной колонны 101 сероводород, метилмеркаптан и легкие углеводороды охлаждаются и конденсируются в аппарате воздушного охлаждения 102 и газосепараторе 103. Газ стабилизации отводится с установки, а сконденсированный углеводородный конденсат возвращается на верхнюю тарелку первой ректификационной колонны 101 в качестве орошения. Колонна работает под давлением 11,5 кгс/см². Глубокодеметилмеркаптанизированный стабилизат, отводимый с низа первой ректификационной колонны 101, с температурой 182°C подают во вторую ректификационную колонну 108. Вторая ректификационная колонна 108 служит для выделения углеводородных фракций, содержащих конкретные необходимые при последующем выделении виды меркаптанов, используемых в качестве одорантов. Используемые как одоранты меркаптаны с температурой кипения 35,0°C (этилмеркаптан), 52,5°C (изопропилмеркаптан), 67,6°C (нормальный пропилмеркаптан), 64,2-119,0°C (изомерные и нормальный бутилмеркаптаны) могут быть извлечены с учетом потенциальной четкости фракционирования из углеводородных фракций соответственно нк-65°C, 65-75°C, 75-130°C, отводимые со второй ректификационной колонны 108 либо верхним, либо боковыми погонами. Тяжелый остаток с низа второй ректификационной колонны 108 отводится с установки.

Установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью для осуществления способа по п. 1 реализуется по предлагаемому изобретению следующим образом.

Сырье стабилизации по трубопроводу 1 поступает в рекуперативный теплообменник 100, где нагревается за счет тепла кубового остатка первой ректификационной колонны 101, поступающего в рекуперативный теплообменник по трубопроводу Ни далее отводимого по трубопроводу 12. Далее подогретое сырье по трубопроводу 2 поступает в первую ректификационную колонну 101, с верха которой пары по трубопроводу 3 поступают в аппарат воздушного охлаждения 102, далее в газосепаратор 103, из которого по трубопроводу 5 отводится газ стабилизации, а сконденсированный углеводородный конденсат по трубопроводу 6 поступает на прием насоса 104, после которого по трубопроводу 7 возвращается в первую ректификационную колонну 101 в качестве орошения. Тепло в низ первой ректификационной колонны 101 подается за счет циркуляции горячей струи через печь 106. Это достигается тем, что стабильный конденсат выводится с низа первой ректификационной колонны 101 по трубопроводу 8, далее поступает на прием насоса 105, далее часть стабильного конденсата поступает в печь 106 и подается в нижнюю часть первой ректификационной колонны 101. Оставшаяся часть стабильного конденсата, отводимого по трубопроводу 11 с низа первой ректификационной колонны 101 в качестве кубового продукта, охлаждается в рекуперативном теплообменнике 100, далее нагревается в рекуперативном теплообменнике 107 и поступает по трубопроводу 13 во вторую ректификационную колонну 108 на разделение с получением фракции нк-75°C. С верха второй ректификационной колонны 108 пары углеводородов отводят по трубопроводу 14 на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения 109, после которого поток по трубопроводу поступает в газосепаратор 110, откуда фракция нк-75°C отводится по трубопроводу 17, далее часть ее отводится по трубопроводу 24 с установки, а другая часть поступает на прием насоса 111, после которого по трубопроводу 18 возвращается в качестве орошения. Тепло в низ второй ректификационной колонны 108 подается за счет циркуляции горячей струи через печь 113. Это достигается тем, что кубовый остаток выводится с низа второй ректификационной колонны 108 по трубопроводу 19, далее поступает на прием насоса 112, далее часть его по трубопроводу 20 поступает в печь 113 и по трубопроводу 21 подается в нижнюю часть второй ректификационной колонны 108. Оставшаяся часть кубового остатка, отводимого по трубопроводу 22 с низа второй ректификационной колонны 108 в качестве кубового продукта, охлаждается в рекуперативном теплообменнике 107 и далее по трубопроводу 23 отводится с установки.

На фигуре 2 представлена схема предлагаемой установки для стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по предложенному способу стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, в которой ввод сырья второй ректификационной колонны 108 имеет несколько уровней ввода, то есть сырье вводится в колонну по трубопроводам 16, 25, 26. При этом во второй ректификационной колонне 108 предусмотрена система бокового отбора углеводородной фракции между зоной ввода сырья и подачи жидкого орошения. Также предусмотрено несколько уровней вывода бокового отбора углеводородной фракции. Так, например, согласно фигуре 2, возможно выводить в качестве боковых отборов второй ректификационной колонны 108 в зависимости от требуемого вида одоранта следующие углеводородные фракции: 65-75°C и 75-130°C. При подготовке сырья для извлечения нормального пропилмеркаптана из второй ректификационной колонны 108 боковым погоном отводят по трубопроводу 28 углеводородную фракцию 65-75°C, а с верха отводят по трубопроводу 24 углеводородную фракцию нк-65°C. В том случае, когда готовится сырье для извлечения изомерного и нормального бутилмеркаптанов из второй ректификационной колонны 108 боковым погоном отводят по трубопроводу 29 углеводородную фракцию 75-130°C, а с верха отводят по трубопроводу 24 углеводородную фракцию нк-75°C, которое является сырьем для извлечения смеси этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптанов. При подготовке сырья для извлечения совместно этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптанов, изомерного и нормального бутилмеркаптанов с верха второй ректификационной колонны 108 отводят по трубопроводу 24 углеводородную фракцию нк-130°C.

На фигуре 3 представлен схема предлагаемой установки для стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по предложенному способу стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, в которой вторая ректификационная колонна 108 дооборудована отпарной секцией 114, в верхнюю часть которой по трубопроводу 30 поступает углеводородная фракция, отводимая боковым отбором из второй ректификационной колонной 108. Отпаренные углеводороды по трубопроводу 31 возвращаются во вторую ректификационную колонну 108, а углеводородная фракция с нижней части по трубопроводу 32 отводится для дальнейшего извлечения из нее необходимых одорантов. В нижнюю часть отпарной секции предусмотрена подача водяного пара по трубопроводу 33. Также схемой предусмотрена подача потока горячей струи от ребойлера нагрева куба отпарной секции 114 (на фиг. 3 не указано).

В качестве примеров приведены результаты расчетов установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по заявляемому изобретению.

Пример 1. Выполнено математическое моделирование установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью. В данном случае с верха второй ректификационной колонны выделяется углеводородная фракция нк-75°C, используемая в качестве сырья для извлечения смеси этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана. При расчете установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по заявляемому изобретению принято, что в первой и во второй ректификационных колоннах содержится 30 и 25 теоретических тарелок, что позволяет получать 128 т/ч деметилмеркаптанизированного стабильного конденсата и 11 т/ч углеводородной фракции нк-75°C. Значение флегмового числа составляет 6. В первой ректификационной колонне давление поддерживается на уровне 11,5 кгс/см², во второй - 2,8 кгс/см². В таблице 1 представлены основные результаты расчета установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, из которой следует, что в продукте, отводимом с верха второй ректификационной колонны, отсутствует метилмеркаптан, полностью извлекается этилмеркаптан, изомерный и нормальный пропилмеркаптаны извлекаются до 98,8%, содержится около 7% изомерного и нормального бутилмеркаптанов.

Пример 2. Выполнено математическое моделирование установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью. В данном случае с верха второй ректификационной колонны выделяется углеводородная фракция нк-65°C, используемая в качестве сырья для извлечения этилмеркаптана. При расчете установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по заявляемому изобретению также, как и в первом примере принято количество теоретических тарелок в первой и во второй ректификационных колоннах. В данном примере получают 128 т/ч деметилмеркаптанизированного стабильного конденсата и 7,4 т/ч углеводородной фракции нк-65°C. Значение флегмового числа аналогично первому примеру. В таблице 2 представлены основные результаты расчета установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, из которой следует, что фракция нк-65°C содержит полностью извлеченный этилмеркаптан и незначительное количество пропилмеркаптанов (доля извлечения 3%).

Пример 3. Выполнено математическое моделирование установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью. В данном случае с верха второй ректификационной колонны выделяется углеводородная фракция нк-130°C, используемая в качестве сырья для извлечения совместно этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана, изомерного и нормального бутилмеркаптана. При расчете установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью по заявляемому изобретению также, как и в первом примере принято количество теоретических тарелок в первой и во второй ректификационных колоннах. В данном примере получают 128 т/ч деметилмеркаптанизированного стабильного конденсата и 26,3 т/ч углеводородной фракции нк-130°C. Значение флегмового числа аналогично первому примеру. В таблице 3 представлены основные результаты расчета установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, из которой следует, что отводимый с верха ректификационной колонны продукт содержит полностью извлеченные этилмеркаптан, пропилмеркаптаны и бутилмеркаптаны.

Пример 4. Выполнено математическое моделирование установки стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью. Согласно проведенным результатам расчета исходное сырье - деметилмеркаптанизированный стабильный конденсат - в количестве 133,11 т/ч и с содержанием этилмеркаптана 253 кг/ч, изомерного пропилмеркаптана 173 т/ч и изомерного и нормального бутилмеркаптанов 240 кг/ч поступает с температурой 160°C в ректификационную колонну на разделение. Давление в колонне поддерживается на уровне 2,8 кгс/см², перепад по колонне составляет 0,4 кгс/см². С верха ректификационной колонны выделяется углеводородная фракция нк-65°C, используемая в качестве сырья для извлечения этилмеркаптана, с боку колонны - фракция 65-75°C, используемая в качестве сырья для извлечения нормального пропилмеркаптана, а с низа колонны отводится углеводородная фракция 75-кк, содержащая изомерный пропилмеркаптан, изомерный и нормальный бутилмеркаптан. Фракции нк-65°C выделяется в количестве 10,66 т/ч, при этом доля извлечения этилмеркаптана составляет 96%. Преимуществом данного примера является то, что ректификационная колонна является универсальной, то есть предусматривается возможность получения требуемого качества одоранта за счет его вывода с боку ректификационной колонны. В данном примере боковым погоном отводят 6,8 т/ч фракцию 65-75°C, в которой содержится полностью извлеченный нормальный пропилмеркаптан. С низа колонны отводится тяжелый остаток в количестве 115,65 т/ч.

Результаты математического моделирование и анализ способа и установки для стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью показывает, что заявляемое изобретение позволяет наряду с получением стабильной смеси нефти и газоконденсата обеспечивать очистку ее сероводорода и метилмеркаптана и выработать широкий ассортимент углеводородных фракций, необходимых для последующего извлечения одорантов.

Таблица 1
Наименование параметров	Единица измерения	Первая ректификационная колонна			Вторая ректификационная колонна
		Нестабильный газоконденсат	Газы стабилизации	Стабилизат	Стабилизат	Фракция НК-75°C	Тяжелый остаток
Номер потока		2	5	11	13	24	22
Температура	°C	185	51	202	170	49	211
Давление	кг/см2	11,70	11,50	11,90	7,5	2,80	3,20
Массовый расход	кг/ч	146480	13368	133112	133112	15001	118111
Объемный расход	м3/ч	25367	6587	18780	18780	4863	13917
Массовое содержание меркаптанов	% масс.
- H2S		0,84	9,16	-	-	-	-
- CH4S		0,04	0,39	-	-	-	-
- С2Н6S		0,18	0,04	0,19	0,19	1,68	-
- ΣC3H8S		0,11	-	0,13	0,13	1,11	-
- ΣC4H10S		0,16	-	0,18	0,18	0,11	0,19
Массовое содержание меркаптанов	кг/ч
- H2S		1224	1224	-	-	-	-
- CH4S		52	52	-	-	-	-
- С2Н6S		259	5	254	254	254
- ΣC3H8S		168	_	168	168	166	2
- ΣC4H10S		240	_	240	240	16	224
Фракционный состав:	°С
10% перегоняется при температуре		14	-	56	56	13	148
50% перегоняется при температуре		185	-	222	222	33	261
90% перегоняется при температуре		487	-	505	505	63	533
95% перегоняется при температуре		519	-	534	534	70	562

Таблица 2
Наименование параметров	Единица измерения	Первая ректификационная колонна			Вторая ректификационная колонна
		Нестабильный газоконденсат	Газы стабилизации	Стабилизат	Стабилизат	Фракция НК-65°C	Тяжелый остаток
Номер потока		2	5	11	13	24	22
Температура	°С	185	51	202	170	42	193
Давление	кг/см2	11,70	11,30	11,90	7,5	2,80	3,20
Массовый расход	кг/ч	146480	13368	133112	133112	11332	121780
Объемный расход	м3/ч	25367	6587	18780	18780	3905	14875
Массовое содержание меркаптанов	% масс.
- H2S		0,84	9,16	-	-	-	-
- CH4S		0,04	0,39	-	-	-	-
- С2Н6S		0,18	0,04	0,19	0,19	2,23	-
- ΣC3H8S		0,11		0,13	0,13	0,05	0,14
- ΣC4H10S		0,16		0,18	0,18	-	0,20
Массовое содержание меркаптанов	кг/ч
- H2S		1224	1224		-	-	-
- CH4S		52	52	-	-	-	-
- С2Н6S		259	5	254	254	254
- ΣC3H8S		168	_	168	168	5	163
- ΣC4H10S		241	_	241	241	-	241
Фракционный состав:	°С
10% перегоняется при температуре		14	-	56	56	10	136
50% перегоняется при температуре		185	-	222	222	29	251
90% перегоняется при температуре		487	-	505	505	52	525
95% перегоняется при температуре		519	-	534	534	60	554

Таблица 3
Наименование параметров	Единица измерения	Первая ректификационная колонна			Вторая ректификационная колонна
		Нестабильный газоконденсат	Газы стабилизации	Стабилизат	Стабилизат	Фракция НК-130°C	Тяжелый остаток
Номер потока		2	5	11	13	24	22
Температура	°С	185	51	202	170	74	285
Давление	кг/см2	11,70	11,30	11,90	15,20	2,80	3,20
Массовый расход	кг/ч	146480	13368	133112	133112	31236	101876
Объемный расход	м3/ч	25367	6587	18780	18780	8079	10701
Массовое содержание меркаптанов	% масс.
- H2S		0,84	9,16	-	-	-	-
- CH4S		0,04	0,39	-			-
- С2Н6S		0,18	0,04	0,19	0,19	0,78	-
- ΣC3H8S		0,11	-	0,13	0,13	0,54	-
- ΣC4H10S		0,16	-	0,18	0,18	0,64	-
Массовое содержание меркаптанов	кг/ч
- H2S		1224	1224		-	-	-
- CH4S		52	52		_	-
- С2Н6S		259	5	254	254	254
- ΣC3H8S		168	-	168	168	168
- ΣC4H10S		241		241	241	241	-
Фракционный состав:	°С
10% перегоняется при температуре		14	-	56	56	31	195
50% перегоняется при температуре		185	-	222	222	77	307
90% перегоняется при температуре		487	-	505	505	125	580
95% перегоняется при температуре		519	-	534	534	130	607

Claims (14)

1. Способ стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью, включающий ректификацию сырья в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн и вывод стабильных и очищенных остатков с низа колонн, отличающийся тем, что с верха первой колонны выделяют сероводород, метилмеркаптан и легкие углеводороды, с низа первой колонны выделяют глубокодеметилмеркаптанизированный стабилизат и подают во вторую колонну, из которой далее выделяются углеводородные фракции, содержащие извлекаемые в дальнейшем в качестве одорантов меркаптаны, нк-65°C, или нк-75°C, или нк-130°C, в которых концентрируются соответственно этилмеркаптан, изомерный и нормальный пропилмеркаптаны и изомерные и нормальный бутилмеркаптаны или смеси соответствующих меркаптанов, а с низа колонны отводится тяжелый остаток.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при подготовке сырья для извлечения этилмеркаптана с верха второй колонны выделяют углеводородную фракцию нк-65°C.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при подготовке сырья для извлечения смеси этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана с верха второй колонны выделяют углеводородную фракцию нк-75°C.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при подготовке сырья для извлечения этилмеркаптана, изомерного и нормального пропилмеркаптана, изомерного и нормального бутилмеркаптана с верха второй колонны выделяют углеводородную фракцию нк-130°C.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при подготовке сырья для извлечения изомерного и нормального пропилмеркаптана из второй колонны боковым погоном выделяют углеводородную фракцию 65-75°C, а с верха выделяют углеводородную фракцию нк-65°C.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при подготовке сырья для извлечения изомерного и нормального бутилмеркаптана из второй колонны боковым погоном выделяют углеводородную фракция 75-130°C, а с верха выделяют углеводородную фракцию нк-75°C.

7. Установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью для осуществления способа по п. 1, включающая две ректификационные колонны, снабженные контактными и сливными устройствами, теплообменники, печь, холодильник, газосепаратор, связанные системой трубопроводов, отличающаяся тем, что ректификационные колонны имеют систему создания парового орошения в виде циркуляционного контура, связывающего низ колонны, насос для перекачки остатка и печь для создания горячей струи, циркуляционные контуры низа первой и второй ректификационных колонн после насоса разделяют на части, где часть поступает в печь и образует циркуляционный контур, а оставшаяся часть отводится в рекуперативные теплообменники для нагрева сырья этих колонн.

8. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что вторая ректификационная колонна имеет систему бокового отбора углеводородной фракции между зоной ввода сырья и подачи жидкого орошения.

9. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что система бокового отбора углеводородной фракции между зоной ввода сырья и подачи жидкого орошения имеет несколько уровней вывода бокового отбора углеводородной фракции.

10. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что трубопровод ввода сырья второй ректификационной колонны - остатка первой ректификационной колонны - имеет несколько уровней ввода.

11. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что вторая ректификационная колонна имеет дополнительную отпарную секцию, соединенную в своей верхней части с колонной системой бокового отбора углеводородной фракции и трубопроводом возврата в колонну отпаренных углеводородов.

12. Установка по п. 11, отличающаяся тем, что дополнительная отпарная секция в своей нижней части имеет трубопроводы вывода соответствующей углеводородной фракции и ввода водяного пара или потока горячей струи от ребойлера.

13. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что контактные устройства ректификационных колонн представляют собой перекрестноточные регулярные насадочные секции.

14. Установка по п. 13, отличающаяся тем, что перекрестноточные регулярные насадочные секции имеют оптимальные сечения для прохода паровой и жидкой фаз.

Images