СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ СНГ Российский патент 2020 года по МПК C10G5/06 C10G7/02 C07C7/11 

Область техники

Настоящее изобретение относится к способу извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) из секции фракционирования процесса нефтепереработки, в частности из секции фракционирования установки гидрокрекинга.

Уровень техники

СНГ обычно рассматривается главным образом как смесь, т.е. по меньшей мере 98 об. % состоят из пропана и бутана, которую можно извлекать из хорошо известных процессов нефтепереработки, таких как гидрокрекинг. СНГ является ценным газом, который используют в промышленных и бытовых областях применениях и спрос на который постоянно возрастает, особенно в Азии.

Обычно СНГ извлекают в секции фракционирования установки гидрокрекинга путем пропускания потока головного продукта десорбера через губчатый абсорбер (абсорбер СНГ), бутаноотгонную колонну, этаноотгонную колонну, абсорбер аминов и мокрую очистку, что приводит к извлечению СНГ 90-95% и продукционный СНГ с содержанием сероводорода (H₂S) приблизительно 35 массовых частей на миллион или менее.

Строгие экологические нормы требуют, однако, более низкого содержания сероводорода (H₂S) в продукционном СНГ, что предполагает большую производительность абсорберов аминов для удаления H₂S из обогащенных по СНГ потоков или даже абсорберов аминов, обрабатывающих весь сырьевой газ.

В документе US 2015/0053590 А1 раскрыт способ для улучшения эффективности губчатой абсорбции путем введения двух различных точек подачи в губчатый абсорбер, каждая подает из двух отдельных десорберов, т.е. холодного и горячего десорбера. Следовательно, два десорбера требуется по сравнению с одним десорбером в обычной схеме. Сероводород удаляют или путем обработки всего сырьевого газа в отдельных абсорберах аминов, или путем обработки потока продукционного СНГ в абсорбере аминов.

Будет желательным снижение количества оборудования, требуемого для извлечения СНГ, и снижение энергопотребления, насколько это возможно, все еще при этом поддерживая высокую степень извлечения СНГ и требуемые технические характеристики СНГ, не в самую последнюю очередь в отношении содержания H₂S.

Таким образом, целью настоящего изобретения является обеспечение способа и установки с извлечением СНГ по меньшей мере 90-95% и с содержанием сероводорода (H₂S) в продукционном СНГ не более 10 массовых частей на миллион, например 9 или 5 массовых частей на миллион или даже менее.

Другой целью настоящего изобретения является обеспечение способа и установки с меньшей площадью участка, чем в способах уровня техники, в то же время все еще поддерживая извлечение СНГ по меньшей мере 90-95% и не более 10 массовых частей на миллион H₂S в продукционном СНГ.

Еще одной целью настоящего изобретения является обеспечение способа и установки для извлечения СНГ, которые проще и более приспосабливаемый, чем способы уровня техники, и при этом менее дорогой.

Эти и другие цели решаются настоящим изобретением.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

В первом аспекте настоящее изобретение представляет способ извлечения СНГ из секции фракционирования процесса нефтепереработки, включающий стадии:

(а) пропускания сырьевого потока, содержащего головной продукт десорбера, через губчатый абсорбер (абсорбер СНГ) и выделения потока отходящего газа из верхней секции губчатого абсорбера и потока легких фракций нефти (обогащенного по СНГ потока) из нижней секции губчатого абсорбера;

(b) фракционирования потока легких фракций нефти на (i) головной пар в виде потока десорбированного С₃, содержащего менее 20% бутана или пропана, без конденсации и без рециркуляции сконденсированного головного пара на эту стадию фракционирования, (ii) поток продукционного СНГ и (iii) поток стабилизированной нафты.

Обнаружили, что настоящее изобретение, как определено выше, обеспечивает снижение капитальных затрат и эксплуатационных расходов по сравнению со способами уровня техники, в то же время обеспечивая лучшие рабочие характеристики, простоту, приспосабливаемость и выполнение требований к продукционному СНГ.

При использовании в настоящем документе выражение «головной продукт десорбера» означает как парообразный, так и жидкий продукт, отводимый из находящегося наверху десорбера барабана, содержащий воду, водород, газы, такие как N₂ и СО, серосодержащий газ, такой как сероводород (H₂S), и диоксиды углерода (СО₂), и углеводороды, такие как метан, С₂-соединения, С₃-соединения, C₄-соединения и С₅₊-соединения.

В настоящем документе выражение «СНГ» означает сжиженный нефтяной газ в виде смеси, содержащей главным образом пропан (С₃Н₆) и бутан (С₄Н₁₀), т.е. по меньшей мере 95 об. % пропана и бутана, с содержанием Отсоединений не превышающим 2 об. %, с содержанием C₅₊соединений не превышающим 3 об. %, в котором С_2-соединения представляют собой алканы или алкены с 2 или менее атомами углерода, а C₅₊соединения представляют собой алканы или алкены с 5 или более атомами углерода. Другие составляющие, такие как сероводород (H₂S), могут присутствовать в СНГ в намного меньших количествах, например, H₂S составляет менее 50 массовых частей на миллион, часто менее 40 массовых частей на миллион. Количество H₂S может значительно изменяться в зависимости от требуемых технических характеристик и может быть намного меньше 40 массовых частей на миллион, например, 10 массовых частей на миллион или даже меньше, например, 9 или 5 массовых частей на миллион или 1 массовая часть на миллион.

При использовании в настоящем документе выражение «стабилизированная нафта» взаимозаменяемо с тем, что обычно известно как «легкая стабилизированная нафта», или «легкая нафта», или просто «нафта». Это фракция, кипящая при 30-180°С, часто ниже 90°С и содержащая главным образом соединения с 5-12 атомами углерода, часто с 5-6 атомами углерода, т.е. по меньшей мере 95 об. % соединений с 5-6 атомами углерода, причем содержание С_4-соединений не превышает 1 об. %, и в которой C₄-соединения представляют собой алканы или алкены с 4 или менее атомами углерода.

При использовании в настоящем документе выражение «извлечение СНГ» означает массовый процент СНГ в потоке продукционного СНГ относительно содержания СНГ в потоке головного продукта десорбера.

При использовании в настоящем документе выражение «десорбированный по С₃ поток» означает головной пар, отводимый из этаноотгонной колонны, используемой для фракционирования, и в котором содержание С₃₊соединений, таких как пропан и бутан, низкое. Соответственно, «десорбированный по С₃ поток» содержит воду, водород, метан (СН₄), этан (С₂Н₆), H₂S и небольшие количества пропана и бутана, т.е. до 20 мольн. %, например, 1-20 мольн. %, такие как 1-10 мольн. %, пропана и бутана.

В конкретном варианте осуществления применительно к вышеуказанным или любым из нижеуказанных вариантов осуществления способ дополнительно включает смешивание, по меньшей мере, части потока десорбированного С₃ стадии (b) с головным продуктом десорбера с получением указанного сырьевого потока стадии (а), т.е. сырьевого потока, содержащего головной продукт десорбера. Следовательно, сырьевой поток, содержащий головной продукт десорбера может содержать: головной продукт десорбера, головной продукт десорбера, смешанный с головным паром в виде потока десорбированного С₃, головной продукт десорбера, смешанный с любым другим потоком.

Обнаружили, что путем подачи в губчатый абсорбер смеси потока головного продукта десорбера из секции фракционирования процесса нефтепереработки, такого как гидрокрекинг, и головного пара стадии фракционирования (b) в виде потока десорбированного С₃ можно не только удалять зтан (С₂Н₆), но также и H₂S из продукционного СНГ вплоть до 10 массовых частей на миллион или менее, например 5 массовых частей на миллион или менее. Соответственно, весь поток десорбированного С₃ стадии (b) смешивают с потоком головного продукта десорбера стадии (а). Чем больше доля потока десорбированного С3, используемого при таком смешивании, тем выше степень извлечения СНГ. Следовательно, путем обеспечения смешивания всего потока десорбированного С3 в способе можно достичь высокой степени извлечения СНГ вместе с высоким процентом удаления H₂S.

В еще одном конкретном варианте осуществления применительно к любым из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления способ дополнительно включает смешивание части потока стабилизированной нафты стадии (b) с потоком отходящего газа стадии (а). Хотя стабилизированную нафту можно добавлять непосредственно в верхнюю секцию губчатого абсорбера, как сообщается в уровне техники, обнаружили, что лучшей абсорбции в губчатом абсорбере добиваются путем смешивания стабилизированной нафты с отходящим газом из губчатого абсорбера, затем конденсации газа с получением абсорбционного масла, которое затем используют в губчатом абсорбере, в то же время разделяя поток серосодержащего отходящего газа и сконденсированный поток воды. Сконденсированную воду можно смешивать с водой из куба губчатого абсорбера с получением серосодержащего потока воды.

Приспосабливаемость способа обеспечивает подгонку количества используемой стабилизированной нафты в зависимости от желаемой степени извлечения СНГ. Чем выше количество используемой стабилизированной нафты, тем выше степень извлечения СНГ. Например, степень извлечения СНГ можно повышать еще больше, чем уже достаточные 90-95%, например, до 96-97%, путем повышения количества стабилизированной нафты, используемой в губчатом абсорбере, за счет еще большей нагрузки подогревателя.

В еще одном варианте осуществления применительно к любым из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления стадия (b) содержит подстадии:

(b1) фракционирования потока легких фракций нефти в этаноотгонной колонне и выделения головного пара в виде указанного потока десорбированного С3 из верхней секции этаноотгонной колонны;

(b2) фракционирования потока из нижней секции этаноотгонной колонны в бутаноотгонной колонне, выделения указанного потока продукционного СНГ из верхней части бутаноотгонной колонны и указанного потока стабилизированной нафты из нижней секции бутаноотгонной колонны.

Предпочтительно поток из нижней секции этаноотгонной колонны, т.е. кубовый продукт этаноотгонной колонны, имеет низкое содержание H₂S, например, 2 массовых части на миллион или менее.

Стадию (b1) выделения головного пара в виде указанного потока десорбированного С₃ из верхней секции этаноотгонной колонны проводят без конденсации и без рециркуляции в верхнюю секцию этаноотгонной колонны. Кроме того, путем проведения способа с этаноотгонной колонной, находящейся выше по потоку относительно бутаноотгонной колонны, можно снижать рабочее давление работающего ниже потоку оборудования. Кроме того, этаноотгонная колонна удаляет не только этан (C₂H₆), но также и H₂S из СНГ в начале способа, поскольку теперь можно использовать в своих интересах H₂S с температурой кипения на 18°С ниже, чем у пропана (С₃Н₈). Хотя бутаноотгонная колонна, находящаяся выше по потоку относительно этаноотгонной колонны, требует использования абсорбера аминов СНГ (установки аминоочистки) и мокрой очистки для удаления H₂S в обычно высокосернистом продукционном СНГ, получающемся в этой бутаноотгонной колонне, настоящее изобретение исключает необходимость абсорбера аминов СНГ и мокрой очистки. Эти преимущества, несомненно, превосходят в противном случае видимые недостатки, заключающиеся в необходимости более высокой нагрузки подогревателя и большего размера этаноотгонной колонны.

В другом конкретном варианте осуществления применительно к любым из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления способ дополнительно включает использование части пара из бутаноотгонной колонны в качестве десорбирующего пара для этаноотгонной колонны. Это облегчает тепловое взаимодействие этаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны, при этом исключая использование подогревателя в этаноотгонной колонне. Обнаружили также, что путем регулирования потока пара, выходящего из верхней части этаноотгонной колонны, десорбирующий пар, поступающий в этаноотгонную колонну, можно отрегулировать так, чтобы получить требуемые технические характеристики относительно сероводорода в продукционном СНГ. Кроме того, из-за теплового взаимодействия общая нагрузка подогревателя, которая теперь ограничена нагрузкой подогревателя бутаноотгонной колонны, значительно снижается, например приблизительно на 15% относительно случая, где нет такого теплового взаимодействия (например, 5,7 МВт с тепловым взаимодействием относительно 6,9 МВт без теплового взаимодействия). Соответственно, способ дополнительно включает подачу пара из бутаноотгонной колонны на нижнюю тарелку этаноотгонной колонны. Таким образом достигается наилучшее использование теплового взаимодействия, и приспосабливаемость способа значительно повышается. В частности, содержание H₂S в продукционном СНГ можно снижать даже вплоть до 1 массовой части на миллион путем повышения количества десорбирующего пара в этаноотгонной колонне. Хотя это дополнительное снижение содержания H₂S происходит за счет большей нагрузки подогревателя и повышения размера некоторого оборудования, возможность получения такого низкого содержания H₂S в продукционном СНГ, при необходимости, очень привлекательна, например, где СНГ необходим для автомобильных или бытовых применений, что требует макс. 5 массовых частей на миллион H₂S в продукционном СНГ.

В еще одном варианте осуществления применительно к любому из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления стадию (b) проводят в одной колонне в виде колонны с разделительной стенкой. Это обеспечивает снижение площади участка, что является существенным параметром в очень наполненных производственных зонах, где пространство имеется в недостаточном количестве, и что часто происходит на нефтеперерабатывающих заводах. Кроме того, этот вариант осуществления обеспечивает значительные снижения затрат в отношении снижения количества оборудования, которое теперь становится ненужным, такого как колонна фракционирования, подогреватель, насосы и пр.

Наилучшие результаты также получают, если разделительную стенку обеспечивают в верхней секции колонны, причем разделительная стенка проходит сверху вниз и пересекает 70% или менее тарелок колонны. Только в качестве примера в колонне с разделительной стенкой с десятью тарелками разделительная стенка будет проходить сверху колонны вниз до седьмой тарелки или выше, например, до шестой, пятой или четвертой тарелки.

Кроме того, как и в варианте осуществления, содержащем этаноотгонную колонну и бутаноотгонную колонну в виде отдельных колонн, степень извлечения СНГ можно повышать до 96-97% при использовании одной колонны с разделительной стенкой путем повышения количества потока стабилизированной нафты, который подают в отходящий газ из губчатого абсорбера. Хотя это происходит за счет большей нагрузки подогревателя и увеличения размера некоторого оборудования, приспосабливаемость обеспечивается, когда необходимы более жесткие требования к извлечению СНГ и содержанию H₂S в продукционном СНГ. Например, достижение содержания H₂S в продукционном СНГ на уровне 1 массовой части на миллион и 96-97% степени извлечения СНГ при помощи вариантов осуществления с колонной с разделительной стенкой приводит к повышению общей нагрузки подогревателя приблизительно на 40% по сравнению с использованием находящихся в тепловом взаимодействии этаноотгонной и бутаноотгонной колонн (например, 5,7 МВт для последнего относительно 8 МВт для колонны с разделительной стенкой). Кроме того, способ обеспечивает приспосабливаемость, чтобы справляться с более строгими требованиями к извлечению СНГ и продукционному СНГ, в то же время значительно снижая размер участка.

Соответственно, процесс нефтепереработки представляет собой: гидрообработку, предпочтительно гидрокрекинг, перегонку нефти, каталитический крекинг с взвешенным катализатором или замедленное коксование. Гидрокрекинг представляет наиболее подходящий процесс нефтепереработки, поскольку гидрокрекинг является одной из наиболее прибыльных технологических установок в нефтепереработке.

Во втором аспекте настоящее изобретение также обеспечивает установку для получения продукционного СНГ путем извлечения его из секции фракционирования процесса нефтепереработки, как показано схематически на приложенных фигурах. Таким образом, также обеспечивается установка для извлечения СНГ из секции фракционирования процесса нефтепереработки, содержащая следующую компоновку:

- губчатый абсорбер (абсорбер СНГ), содержащий впускное отверстие для подачи потока, содержащего головной продукт десорбера, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно потока отходящего газа и потока легких фракций нефти (обогащенного по СНГ потока), причем верхняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока отходящего газа, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока легких фракций нефти;

- этаноотгонную колонну, содержащую впускное отверстие для подачи потока легких фракций нефти из губчатого абсорбера, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно головного пара в виде потока десорбированного С3 и кубового потока, причем верхняя секция не имеет конденсатора наверху колонны и содержит выпускное отверстие для отвода головного пара в виде потока десорбированного С3, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода кубового потока;

- бутаноотгонную колонну, содержащую впускное отверстие для подачи кубового потока из этаноотгонной колонны, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно потока продукционного СНГ и потока стабилизированной нафты, причем верхняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока продукционного СНГ, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока стабилизированной нафты.

В конкретном варианте осуществления применительно к вышеуказанному варианту осуществления согласно второму аспекту настоящего изобретения и любому из нижеуказанных вариантов осуществления этаноотгонную колонну и бутаноотгонную колонну обеспечивают в одной колонне в виде колонны с разделительной стенкой. Этот конкретный вариант осуществления можно также составить как установку для извлечения СНГ из секции фракционирования процесса нефтепереработки, содержащую следующую конфигурацию:

- губчатый абсорбер (абсорбер СНГ), содержащий впускное отверстие для подачи потока, содержащего головной продукт десорбера, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно потока отходящего газа и потока легких фракций нефти (обогащенного по СНГ потока), причем верхняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока отходящего газа, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока легких фракций нефти;

- колонну фракционирования, предпочтительно колонну с разделительной стенкой, содержащую впускное отверстие для подачи потока легких фракций нефти из губчатого абсорбера, верхнюю секцию для получения головного пара в виде потока десорбированного С3 с одной стороны разделительной стенки и потока продукционного СНГ со второй стороны разделительной стенки и нижнюю секцию, содержащую выпускное отверстие для отвода потока стабилизированной нафты.

Как и с вариантами осуществления, относящимися к способу, наилучшие результаты также получают, если разделительную стенку обеспечивают в верхней секции колонны, причем разделительная стенка проходит сверху вниз и пересекает 70% или менее тарелок колонны. Только в качестве примера в колонне с разделительной стенкой с десятью тарелками разделительная стенка будет проходить сверху колонны вниз до седьмой тарелки или выше, например, до шестой, пятой или четвертой тарелки.

В другом варианте осуществления применительно к любому из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления согласно второму аспекту настоящего изобретения губчатый абсорбер дополнительно содержит конденсатор наверху колонны и барабан наверху колонны в верхней секции. Предпочтительно установка дополнительно содержит средства для подачи части потока стабилизированной нафты в поток отходящего газа (из губчатого абсорбера). Выше по потоку относительно конденсатора наверху колонны и барабана наверху колонны обеспечиваются средства для смешивания потока стабилизированной нафты с потоком отходящего газа. Этот конденсатор наверху колонны обеспечивает, таким образом, подачу потока флегмы в губчатый абсорбер из полученной смеси в виде абсорбционного масла. Это обеспечивает значительное преимущество при поглощении СНГ относительно простого добавления стабилизированной нафты в верхнюю секцию губчатого абсорбера. Из барабана наверху колонны серосодержащий отходящий газ выделяют, так как и сконденсированную воду, которую можно смешивать с кубовым потоком воды губчатого абсорбера с получением серосодержащего потока воды для дальнейшей обработки ниже по потоку.

В другом варианте осуществления применительно к любому из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления согласно второму аспекту настоящего изобретения установка дополнительно содержит средства для подачи головного пара в виде указанного потока десорбированного С3 во входящий поток головного продукта десорбера с получением указанного впускного потока для подачи потока, содержащего головной продукт десорбера.

Следовательно, впускное устройство для подачи потока, содержащего головной продукт десорбера, может содержать: головной продукт десорбера, головной продукт десорбера, смешанный с головным паром в виде потока десорбированного С₃, головной продукт десорбера, смешанный с любым другим потоком.

В другом варианте осуществления применительно к любому из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления согласно второму аспекту настоящего изобретения установка дополнительно содержит средства для подачи части пара из бутаноотгонной колонны в качестве десорбирующего пара для этаноотгонной колонны. Как и с вариантами осуществления, относящимися к способу, получают тепловое взаимодействие этаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны, что приводит к меньшей нагрузке подогревателя для этих двух колонн, поскольку подогреватель этаноотгонной колонны становится ненужным.

В еще одном варианте осуществления применительно к одному из вышеуказанных или нижеуказанных вариантов осуществления согласно второму аспекту настоящего изобретения процесс нефтепереработки представляет собой: гидрообработку, предпочтительно гидрокрекинг, перегонку нефти, каталитический крекинг с взвешенным катализатором или замедленное коксование.

Краткое описание фигур

На приложенных фигурах показаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения. На фиг. 1 показан упрощенный способ и компоновка установки для извлечения СНГ из секции фракционирования установки гидрокрекинга согласно уровню техники, содержащей бутаноотгонную колонну выше по потоку относительно этаноотгонной колонны. На фиг. 2 показан упрощенный способ и компоновка установки согласно конкретному варианту осуществления настоящего изобретения, содержащей этаноотгонную колонну выше по потоку относительно бутаноотгонной колонны. На фиг. 3 показан упрощенный способ и компоновка установки согласно другому конкретному варианту осуществления настоящего изобретения, содержащей этаноотгонную колонну выше по потоку относительно бутаноотгонной колонны с тепловым взаимодействием между этими колоннами. На фиг. 4 показан упрощенный способ и компоновка установки согласно еще одному конкретному варианту осуществления настоящего изобретения, в котором этаноотгонная колонна и бутаноотгонная колонна обеспечены в одной колонне.

Подробное описание настоящего изобретения

На фиг. 1 (уровень техники) головной продукт 1 десорбера из установки гидрокрекинга (не показана) смешивают с головным газом 2 бутаноотгонной колонны с получением сырьевого потока 3, который пропускают через губчатый абсорбер (абсорбер СНГ) 4. В верхней секции губчатого абсорбера отходящий газ 5 отводят и смешивают с потоком 6 стабилизированной нафты. Смесь 7 охлаждают и конденсируют в охлаждающем устройстве 8, направляют в барабан 9 наверху колонны и закачивают в верхнюю секцию губчатого абсорбера 4 в качестве абсорбционного масла 10. Из барабана 9 наверху колонны отводят серосодержащий отходящий газ 11 и сконденсированную воду 12. Сконденсированную воду 12 смешивают с кубовым потоком 13 из губчатого абсорбера 4 с получением серосодержащего потока 14 воды. Из нижней секции губчатого абсорбера 4 поток 15 легких фракций нефти, обогащенных по СНГ (обогащенных по пропану и бутану), отводят и закачивают в секцию фракционирования, содержащую бутаноотгонную колонну 16, абсорбер 25 аминов СНГ и этаноотгонную колонну 31. Поток 15 легких фракций нефти поступает сначала в бутаноотгонную колонну 16. В нижней секции бутаноотгонной колонны 16 обеспечивается подогреватель 17, и кубовый поток в виде стабилизированной нафты 6 охлаждают в теплообменнике 18, а затем доохладителе 19 перед смешиванием с отходящим газом 5 из губчатого абсорбера 4. Теплообменник 18 можно подходящим образом вместо этого использовать в качестве средства для нагрева потока 15 легких фракций нефти. Из верхней секции бутаноотгонной колонны 16 головной газ 20 охлаждают и конденсируют (конденсатор не показан) и направляют в барабан 21 наверху колонны. Из этого барабана 21 наверху колонны сконденсированный серосодержащий поток 22 воды отводят, как и головной газ 2 бутаноотгонной колонны, который смешивают с потоком 1 головного продукта десорбера, как описано выше. Поток 23 флегмы выделяют из барабана 21 наверху колонны и часть перекачивают в качестве потока флегмы бутаноотгонной колонны в верхнюю секцию бутаноотгонной колонны 16, тогда как другую часть 24 используют в качестве сырьевого потока в абсорбере 25 аминов СНГ (установке аминоочистки). В этой установке 25 удаляют сероводород и диоксид углерода при помощи обедненного амина, такого как алканоламин (моноэтаноламин, диэтаноламин и пр.), как хорошо известно в данной области техники. Головной жидкий поток 27 из абсорбера 25 аминов СНГ промывают потоком циркулирующей воды 29 и пропускают через установку 28 коагулирования СНГ, из которой отводят воду 29. Промытый поток 30 СНГ подают в этаноотгонную колонну 31. Из абсорбера 25 аминов СНГ кубовый обогащенный аминами поток 32 отводят, смешивают с водой 29 из коагулятора 28 и направляют в качестве потока 33 в регенератор аминов. Головной газ 34 этаноотгонной колонны охлаждают и конденсируют (конденсатор не показан) и направляют в барабан 35 наверху этаноотгонной колонны, где поток 36 отходящего газа и поток 37 воды отводят. Сконденсированный НС-поток 38 используют в качестве флегмы в этаноотгонной колонне 31. В нижней секции этаноотгонной колонны 31 обеспечивают подогреватель 39. Наконец, поток 41 продукционного СНГ охлаждают в воздушном охладителе (не показан) и доохладителе.

На фиг. 2 показан вариант осуществления согласно настоящему изобретению. Головной продукт 100 десорбера из установки гидрокрекинга (не показана) смешивают с головным газом этаноотгонной колонны в виде потока десорбированного С3 101 с получением сырьевого потока 102, который пропускают через губчатый абсорбер (абсорбер СНГ) 103. В верхней секции губчатого абсорбера 103 отходящий газ 104 отводят и смешивают с потоком 105 стабилизированной нафты. Смесь 106 охлаждают и конденсируют в охлаждающем устройстве 107, направляют в барабан 108 наверху колонны и закачивают в верхнюю секцию губчатого абсорбера 103 в качестве абсорбционного масла 109. Из барабана 108 наверху колонны отводят серосодержащий отходящий газ 110 и сконденсированную воду 111. Сконденсированную воду 111 смешивают с кубовым водным потоком 112 из губчатого абсорбера 103 с получением серосодержащего потока 113 воды. Из нижней секции губчатого абсорбера 103 поток 114 легких фракций нефти, обогащенных по СНГ, т.е. обогащенных по пропану и бутану, отводят и закачивают в секцию фракционирования, содержащую этаноотгонную колонну 115 и бутаноотгонную колонну 118. Поток легких фракций нефти 114 поступает сначала в бутаноотгонную колонну 115. В нижней секции этаноотгонной колонны 115 обеспечивается подогреватель 116, и кубовый поток 117 затем используют в качестве сырья для бутаноотгонной колонны 118. Нагрузку подогревателя регулируют для снижения содержания H₂S в кубовом потоке до уровня ниже 2 массовых частей на миллион или менее. В верхней секции этаноотгонной колонны 115 намеренно не обеспечивают конденсатор наверху колонны, и при этом нет рециркуляции головной жидкости в качестве флегмы на эту стадию фракционирования. Этот поток 101 головного пара (десорбированный по С₃ поток) смешивают с головным продуктом 100 десорбера, как описано выше. Кубовый поток 117 из нижней секции этаноотгонной колонны 115 подают в бутаноотгонную колонну 118, содержащую верхнюю и нижнюю секцию. В нижней секции подогреватель 119 обеспечивается, и кубовый поток в виде потока 127 стабилизированной нафты охлаждается в теплообменнике 120, а затем в доохладителе 121. Охлажденный поток стабилизированной нафты разделяют на поток 128 продукционной нафты и рециркуляционный поток 105, который смешивают с отходящим газом 104 из губчатого абсорбера 103, как описано выше. Из верхней секции бутаноотгонной колонны 118 головной газ 122 охлаждают и конденсируют (конденсатор не показан) и направляют в барабан 123 наверху колонны. Из этого барабана 123 наверху колонны часть закачивают в качестве потока 124 флегмы бутаноотгонной колонны в верхнюю секцию бутаноотгонной колонны 118, тогда как другую часть 125 охлаждают в теплообменнике 126 и извлекают как продукционный СНГ.

На фиг. 3 показано тепловое взаимодействие этаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны. Такие же номера позиций, как и на фиг. 2, применяют с модификацией, заключающейся в том, что подогреватель 116 этаноотгонной колонны 115 становится ненужным. На фиг. 3 обеспечиваются средства (например, трубопровод) 127 для подачи части пара из бутаноотгонной колонны 118 в качестве десорбирующего пара для этаноотгонной колонны 115.

На фиг. 4 этаноотгонную колонну и бутаноотгонную колонну обеспечивают как одну колонну в виде колонны 215 с разделительной стенкой. Головной продукт 200 десорбера из установки гидрокрекинга (не показана) смешивают с головным газом в виде потока десорбированного С3 201 с получением сырьевого потока 202, который пропускают через губчатый абсорбер (абсорбер СНГ) 203. В верхней секции губчатого абсорбера 203 отходящий газ 204 отводят и смешивают с потоком 205 стабилизированной нафты. Смесь 206 охлаждают и конденсируют в охлаждающем устройстве 207, направляют в барабан 208 наверху колонны и закачивают в верхнюю секцию губчатого абсорбера 203 в качестве абсорбционного масла 209. Из барабана 208 наверху колонны отводят серосодержащий отходящий газ 210 и сконденсированную воду 211. Сконденсированную воду 211 смешивают с кубовым потоком 212 из губчатого абсорбера 203 с получением серосодержащего потока 213 воды. Из нижней секции губчатого абсорбера 203 поток 214 легких фракций нефти, обогащенных по СНГ, отводят и закачивают в секцию фракционирования, содержащую теперь одну колонну в виде колонны 215 с разделительной стенкой. В колонне с разделительной стенкой образуются три потока продуктов: десорбированный по С₃ поток 201, поток стабилизированной нафты и поток продукционного СНГ. Разделительная стенка 219 проходит сверху колонны вниз до соответствующей тарелки в колонне, соответственно до 70% от верхней части, например, до седьмой тарелки, предполагая, что колонна имеет 10 тарелок. Из верхней секции на одной стороне разделительной стенки десорбированный по С₃ поток 201 отводят и смешивают с головным продуктом 200 десорбера. В нижней секции обеспечивается подогреватель 216, и кубовый поток в виде потока 225 стабилизированной нафты охлаждается в теплообменнике 217, а затем в доохладителе 218 перед разделением на рециркуляционный поток 205 и поток 226 продукционной стабилизированной нафты. Поток 205 смешивают с отходящим газом 204 из губчатого абсорбера 203. Из верхней секции на другой стороне колонны 215 с разделительной стенкой головной газ 220 охлаждают и конденсируют (конденсатор не показан) и направляют в барабан 221 наверху колонны. Из этого барабана 221 наверху колонны часть закачивают в качестве потока 222 флегмы в верхнюю секцию 219 колонны с разделительной стенкой, тогда как другую часть 223 охлаждают в теплообменнике 224 и извлекают как продукционный СНГ.

Пример

Рассчитывали рабочие характеристики различных способов/установок, показанных на фиг. 1-4. Рабочие характеристики показаны относительно извлечения СНГ в виде масс. % СНГ в продукционном потоке (например, потоке 41 на фиг. 1 или потоке 125 на фиг. 2 относительно потока головного продукта 1 десорбера на фиг. 1 или потока 100 на фиг. 2), содержания H₂S в продукционном потоке СНГ, потребления электроэнергии насосами, используемыми для циркуляции различных потоков в способах, общей нагрузки подогревателя, потребления обедненного амина в абсорбере аминов СНГ и потребления подпиточной воды для котла (BFW) в качестве промывочной воды. Результаты представлены в таблице 1. Также заметно при рассмотрении вариантов осуществления, начиная с фиг. 1 до фиг. 4, что размер площади участка значительно снижается.

Изобретение относится к извлечению сжиженного нефтяного газа (СНГ) в процессе нефтепереработки, объединяющему использование губчатого абсорбера, этаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны. Изобретение касается способа СНГ из секции фракционирования процесса нефтепереработки, включающего стадии: (a) пропускания сырьевого потока, включающего головной продукт десорбера, через губчатый абсорбер и выделения потока отходящего газа из верхней секции губчатого абсорбера и потока легких фракций нефти из нижней секции губчатого абсорбера; (b) фракционирования потока легких фракций нефти на (i) головной пар в виде потока десорбированного С₃, содержащего менее 20% бутана или пропана, без конденсации и без рециркуляции сконденсированного головного пара в эту стадию фракционирования, (ii) поток продукционного СНГ и (iii) поток стабилизированной нафты; и смешивания части потока стабилизированной нафты стадии (b) с потоком отходящего газа стадии (а), с последующей конденсацией газа с получением абсорбционного масла, которое используют в губчатом абсорбере, и отделением потока серосодержащего отходящего газа и потока сконденсированной воды. Изобретение также касается установки для извлечения СНГ из секции фракционирования процесса нефтепереработки. Технический результат - извлечение СНГ по меньшей мере 90-95% и с содержанием сероводорода (H₂S) в продукционном СНГ не более 10 массовых частей на миллион. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

1. Способ извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) из секции фракционирования процесса нефтепереработки, включающий стадии:

(a) пропускания сырьевого потока, включающего головной продукт десорбера, через губчатый абсорбер и выделения потока отходящего газа из верхней секции губчатого абсорбера и потока легких фракций нефти из нижней секции губчатого абсорбера;

(b) фракционирования потока легких фракций нефти на (i) головной пар в виде потока десорбированного С₃, содержащего менее 20% бутана или пропана, без конденсации и без рециркуляции сконденсированного головного пара в эту стадию фракционирования, (ii) поток продукционного СНГ и (iii) поток стабилизированной нафты; и

смешивания части потока стабилизированной нафты стадии (b) с потоком отходящего газа стадии (а) с последующей конденсацией газа с получением абсорбционного масла, которое используют в губчатом абсорбере, и отделением потока серосодержащего отходящего газа и потока сконденсированной воды.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий смешивание по меньшей мере части потока десорбированного С₃ стадии (b) с головным продуктом десорбера для получения указанного на стадии (а) сырьевого потока.

3. Способ по п. 1, в котором стадия (b) включает подстадии:

(b1) фракционирования потока легких фракций нефти в этаноотгонной колонне и выделения головного пара в виде указанного потока десорбированного С₃ из верхней секции этаноотгонной колонны;

(b2) фракционирования потока из нижней секции этаноотгонной колонны в бутаноотгонной колонне, выделения указанного потока продукционного СНГ из верхней части бутаноотгонной колонны и указанного потока стабилизированной нафты из нижней секции бутаноотгонной колонны.

4. Способ по п. 3, дополнительно включающий использование части пара из бутаноотгонной колонны в качестве десорбирующего пара для этаноотгонной колонны.

5. Способ по п. 4, дополнительно включающий подачу пара из бутаноотгонной колонны на нижнюю тарелку этаноотгонной колонны.

6. Способ по п. 1, в котором стадию (b) проводят в одной колонне в виде колонны с разделительной стенкой.

7. Способ по п. 6, в котором разделительная стенка предусмотрена в верхней секции колонны.

8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором процесс нефтепереработки представляет собой: гидрообработку, предпочтительно гидрокрекинг, перегонку нефти, флюид-каталитический крекинг или замедленное коксование.

9. Установка для извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) из секции фракционирования процесса нефтепереработки, содержащая следующую конфигурацию:

- губчатый абсорбер, содержащий впускное отверстие для подачи потока, содержащего головной продукт десорбера, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно потока отходящего газа и потока легких фракций нефти, причем верхняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока отходящего газа, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока легких фракций нефти;

- этаноотгонную колонну, содержащую впускное отверстие для подачи потока легких фракций нефти из губчатого абсорбера, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно головного пара в виде потока десорбированного С₃ и кубового потока, причем верхняя секция не обеспечена никаким конденсатором наверху колонны и содержит выпускное отверстие для отвода головного пара в виде потока десорбированного С₃, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода кубового потока;

- бутаноотгонную колонну, содержащую впускное отверстие для подачи кубового потока из этаноотгонной колонны, верхнюю и нижнюю секции для получения соответственно потока продукционного СНГ и потока стабилизированной нафты, причем верхняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока продукционного СНГ, а нижняя секция содержит выпускное отверстие для отвода потока стабилизированной нафты,

причем губчатый абсорбер дополнительно содержит конденсатор наверху колонны и барабан наверху колонны в верхней секции и выше по потоку относительно конденсатора наверху колонны и барабана наверху колонны средства для смешивания потока стабилизированной нафты с потоком отходящего газа, и

причем конденсатор наверху колонны выполнен с возможностью конденсации смеси потока отходящего газа и части потока стабилизированной нафты с получением абсорбционного масла, подлежащего подаче в губчатый абсорбер, а барабан наверху колонны выполнен с возможностью отделения потока серосодержащего отходящего газа и потока сконденсированной воды.

10. Установка по п. 9, в которой этаноотгонная колонна и бутаноотгонная колонна предусмотрены в одной колонне в виде колонны с разделительной стенкой.

11. Установка по п. 10, в которой разделительная стенка предусмотрена в верхней секции колонны.

12. Установка по п. 9, дополнительно содержащая средства для подачи части потока стабилизированной нафты в поток отходящего газа.

13. Установка по п. 9, дополнительно содержащая средства для подачи головного пара в виде указанного потока десорбированного С₃ в головной продукт десорбера для образования указанного впускного отверстия для подачи потока, содержащего головной продукт десорбера.

14. Установка по п. 9, дополнительно содержащая средства для подачи части пара из бутаноотгонной колонны в качестве десорбирующего пара для этаноотгонной колонны.

15. Установка по любому из пп. 9-14, в которой процесс нефтепереработки представляет собой: гидрообработку, предпочтительно гидрокрекинг, перегонку нефти, флюид-каталитический крекинг или замедленное коксование.