Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

Нефтяные битумы применяют при изготовлении гидроизоля-

ционных и кровельных материалов, в дорожном строительстве.

Осветительные керосины применяют для бытовых нужд.

К растворителям, вырабатываемым из нефти, относятся:

а) бензин-растворитель БР-1, применяемый в резиновой про-

мышленности;

б) уайт-спирит, применяемый в лакокрасочной промышленнос-

ти;

в) экстракционный бензин, применяемый в процессах экстрак-

ции.

Нефтяной кокс применяют для производства электродов, а так-

же в алюминиевой промышленности, сажу - в резиновой

промышленности, а также для изготовления карандашей, изоляционных

материалов, копировальной бумаги, красок и т.д. К консистентным смаз-

кам относятся солидолы, технические вазелины и др.

8.3. Основные этапы нефтепереработки

С момента поступления на нефтеперерабатывающий завод нефть

и получаемые из нее нефтепродукты проходят следующие основные эта-

пы:

1. Подготовка нефти к переработке

2. Первичная переработка нефти

3. Вторичная переработка нефти

4. Очистка нефтепродуктов

Схема, отражающая взаимосвязь этих этапов, приведена на рис.

8.1.

Подготовка нефти к переработке

Для обеспечения высоких показателей работы установок по пе-

реработке нефти в них необходимо подавать нефть с содержанием солей

не более 6 г/л и воды 0,2 %. Поэтому нефть, поступающую на нефтепере-

рабатывающий завод (НПЗ), подвергают дополнительному

обезвоживанию и обессоливанию.

Эта доочистка осуществляется на электрообессоливающих ус-

тановках ЭЛОУ (рис. 8.2). Нефть двумя потоками с помощью насосов 1

прокачивается через подогреватели 2, где нагревается отработавшим па-

ром. После этого в нее добавляется деэмульгатор и нефть поступает в

отстойники 3, где от нее отделяется вода. Для вымывания солей в нефть

добавляют щелочную воду. Основное ее количество затем отделяют в

электродегидраторе первой ступени. Окончательное обезвоживание не-

фти осуществляется в электродегидраторе второй ступени.

236 237

Первичная переработка нефти

Переработка нефти начинается с ее перегонки. Нефть представ-

ляет собой сложную смесь большого количества взаимно растворимых

углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В ходе

перегонки, повышая температуру, из нефти выделяют углеводороды, вы-

кипающие в различных интервалах температур.

Для получения данных фракций применяют процесс, называе-

мый ректификацией и осуществляемый в ректификационной колонне.

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилин-

дрический аппарат высотой 20...30 м и диаметром 1..А м. Внутренность

колонны разделена на отдельные отсеки большим количеством горизон-

тальных дисков, в которых имеются отверстия для прохождения через

них паров нефти и жидкости.

Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают

в трубчатой печи до температуры 350...360 °С. При этом легкие углеводо-

роды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в

парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше

350 °С представляет собой мазут.

После ввода данной смеси в ректификационную колонну мазут

стекает вниз, а углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии,

поднимаются вверх. Кроме того вверх поднимаются пары углеводоро-

дов, испаряющиеся из мазута, нагреваемого в нижней части колонны до

350 °С.

Поднимаясь вверх, пары углеводородов постепенно остывают,

их температура в верхней части колонны становится равной 100...180 °С.

Этому способствуют как теплоотдача в окружающую среду, так и искус-

ственное охлаждение паров в колонне путем распыливания части

сконденсированных паров (орошение).

По мере остывания паров нефти конденсируются соответству-

ющие углеводороды. Технологический процесс рассчитан таким образом,

что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фрак-

ция, ниже - керосиновая, еще ниже - фракция дизельного топлива.

Несконденсировавшиеся пары направляются на газофракционирование,

где из них получают сухой газ (метан, этан), пропан, бутан и бензиновую

фракцию.

Перегонка нефти с целью получения указанных фракций (по топ-

ливному варианту) производится на атмосферных трубчатых установках

(AT). Для более глубокой переработки нефти используются атмосферно-

вакуумные трубчатые установки (АВТ), имеющие кроме

атмосферного вакуумный блок, где из мазута выделяют масляные фрак-

ции (дистилляты), вакуумный газойль, оставляя в остатке гудрон.

238

239

Вторичная переработка нефти

Классификация методов вторичной переработки нефти приве-

дена на рис. 8.3. Все они делятся на две группы - термические и

каталитические.

К термическим методам относятся термический крекинг, кок-

сование и пиролиз.

Термический крекинг - это процесс разложения

высокомолекулярных углеводородов на более легкие при температуре

47О...54О°С и давлении 4...6 МПа. Сырьем для термического

крекинга является мазут и другие тяжелые нефтяные остатки. При

высоких температуре и давлении длинноцепочные молекулы сырья

расщепляются и образуются более легкие углеводороды, формирующие

бензиновую и керосиновую фракции, а также газообразные

углеводороды.

Коксование - это форма термического крекинга,

осуществляемого при температуре 450...550 °С и давлении ОД...0,6

МПа. При этом получаются газ, бензин, керосино-газойлевые

фракции, а также кокс.

Пиролиз - это термический крекинг, проводимый при

температуре 750...900 °С и давлении близком к атмосферному, с

целью получения сырья для нефтехимической промышленности.

Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в

газах, бензины первичной перегонки, керосины термического крекинга,

керосино-газойлевая фракция. В результате пиролиза получают газы

- этилен, пропилен, бутадиен, ацетилен, а также жидкие продукты

- бензол, толуол, ксилол, нафталин и другие ароматические

углеводороды.

К каталитическим методам относятся каталитический крекинг,

риформинг.

Каталитический крекинг - это процесс разложения

высокомолекулярных углеводородов при температурах 450...500

°С и давлении 0,2 МПа в присутствии катализаторов - веществ,

ускоряющих реакцию крекинга и позволяющих осуществлять ее при

более низких, чем при термическом крекинге, давлениях.

В качестве катализаторов используются, в основном, алюмоси-

ликаты и цеолиты.

Сырьем для каталитического крекинга являются вакуумный га-

зойль, а также продукты термического крекинга и коксования мазутов и

гудронов. Получаемые продукты - газ, бензин, кокс, легкий и

тяжелый газойли.

Риформинг - это разновидность каталитического крекинга,

осуществляемого при температуре около 500 °С и давлении 2..Л

МПа с применением катализаторов из окиси молибдена или платины.

Рифор-мингу подвергают обычно низкооктановый бензин прямой гонки с

целью получения высокооктанового бензина. Кроме того, при

риформинге можно получать ароматические углеводороды - бензол

и толуол.

Гидрогенизационными называются процессы переработки газойлей,

мазутов, гудронов и других продуктов в присутствии водорода,

вводимого в систему извне. Гидрогенизационные процессы протекают в

присутствии катализаторов при температуре 260...430 °С и

давлении 2...32 МПа. В этих условиях введенный извне водород

присоединяется к разорванным длинно-цепочным молекулам, образуя

большое количество легких углеводородов, соответственно количество

кокса на выходе уменьшается.

Таким образом, применение гидрогенизационных процессов по-

зволяет углубить переработку нефти, обеспечив увеличение выхода

светлых нефтепродуктов.

К гидрогенизационным относятся следующие процессы:

1) деструктивная гидрогенизация;

2) гидрокрекинг;

3) недеструктивная гидрогенизация;

4) деалкилирование.

Данные процессы требуют больших капиталовложений и резко

увеличивают эксплуатационные расходы, что ухудшает технико-эконо-

мические показатели заводов. Затраты тем больше, чем выше давление,

применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракцион-

ному составу является сырье и чем больше в нем серы.

Очистка нефтепродуктов

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторич-

ной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси.

Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, зави-

сят от вида используемого сырья, применяемого процесса его

переработки, технологического режима установки. Для удаления вред-

ных примесей дистилляты подвергаются очистке.

Очистка светлых нефтепродуктов

Нежелательными примесями в дистиллятах светлых нефтепро-

дуктов являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты,

непредельные соединения, смолы, твердые парафины. Присутствие в мо-

торных топливах сернистых соединений и нафтеновых кислот вызывает

коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах при

хранении и эксплуатации образуют осадки, загрязняющие систему топ-

ливопроводов и препятствующие нормальной эксплуатации двигателей.

Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию,

осаждению смол на деталях камер сгорания. Присутствие в нефтепро-

дуктах твердых углеводородов приводит к увеличению температуры их

241

застывания, в результате чего парафин осаждается на фильтрах, ухудша-

ется подача топлива в цилиндры, двигатель глохнет.

К отдельным нефтепродуктам предъявляются специфические

требования. Так, в осветительных керосинах нежелательно присутствие

ароматических углеводородов, образующих коптящее пламя. Наличие

ароматических углеводородов в ряде растворителей (например, уайт-спи-

рите) делает последние токсичными.

Для удаления вредных примесей из светлых нефтепродуктов

применяются следующие процессы:

1) щелочная очистка (выщелачивание);

2) кислотно-щелочная очистка;

3) депарафинизация;

4)гидроочистка;

5) каталитическая очистка алюмосиликатными катализаторами;

6) ингибирование.

Щелочная очистка заключается в обработке бензиновых, керо-

синовых и дизельных фракций водными растворами каустической или

кальцинированной соды. При этом из бензинов удаляют сероводород и

частично меркаптаны, из керосинов и дизельных топлив -

нафтеновые кислоты.

Кислотно-щелочная очистка применяется с целью удаления из

дистиллятов непредельных и ароматических углеводородов, а также смол.

Заключается она в обработке продукта сначала серной кислотой, а затем

- в ее нейтрализации водным раствором щелочи.

Депарафинизация используется для понижения температуры

застывания дизельных топлив и заключается в обработке дистиллята ра-

створом карбамида.' В ходе реакции парафиновые углеводорода! образуют

с карбамидом соединение, которое сначала отделяется от продукта, а за-

тем при нагревании разлагается на парафин и карбамид.

Гидроочистка применяется для удаления сернистых соединений

из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций первичной перегон-

ки нефти. Для этого в систему при температуре 35О...43О°С и давлении

3...7 МПа в присутствии катализатора вводят водород. Он

вытесняет серу в виде сероводорода.

Гидроочистку применяют также для очистки продуктов вторич-

ного происхождения от непредельных соединений, которые, присоединяя

водород, становятся предельными.

Каталитическая очистка алюмосиликатными катализаторами

применяется для увеличения октанового числа и уменьшения содержа-

ния непредельных углеводородов в бензинах, получаемых при

каталитическом крекинге.

Ингибирование применяется для подавления реакций окисле-

ния и полимеризации непредельных углеводородов в бензинах

термического крекинга путем введения специальных добавок.

242

Очистка смазочных масел

Для очистки смазочных масел применяют следующие процессы:

1) селективную очистку растворителями;

2) депарафинизацию;

3) гидроочистку;

4) деасфальтизацию;

5) щелочную очистку.

Селективными растворителями называют вещества, которые

обладают способностью извлекать при определенной температуре из

нефтепродукта только какие-то определенные компоненты, не раство-

ряя других компонентов и не растворяясь в них.

Очистка производится в экстракционных колоннах, которые

бывают либо полыми внутри, либо с насадкой или тарелками различ-

ного типа.

Для очистки масел применяют следующие растворители: фур-

фурол, фенол, пропан, ацетон, бензол, толуол и другие. С их помощью

из масел удаляют смолы, асфальтены, ароматические углеводороды и

твердые парафиновые углеводороды.

В результате селективной очистки образуются две фазы: полез-

ные компоненты масла (рафинат) и нежелательные примеси (экстракт).

Депарафинизации подвергают рафинаты селективной очист-

ки, полученные из парафинистых нефтей и содержащие твердые

углеводороды. Если этого не сделать, то при понижении температуры

масла теряют подвижность и становятся непригодными для эксплуа-

тации.

Депарафинизацию масел выполняют охлаждением их раство-

ров в различных низкокипящих растворителях (ацетон,

метилэтилкетон, сжиженный пропан и др.). Можно производить депа-

рафинизацию, так же, как и дизтоплива, при помощи карбамида.

Целью гидроочистки является улучшение цвета и стабильнос-

ти масел, повышение их вязкостно-температурных свойств, снижение

коксуемости и содержания серы. Сущность данного процесса заключа-

ется в воздействии водорода на масляную фракцию в присутствии

катализатора при температуре, вызывающей распад сернистых и дру-

гих соединений.

Деасфальтизация масел производится с целью их очистки от

асфальто-смолистых веществ. Для этого используется серная кислота.

Щелочная очистка применяется для удаления из масел нафте-

новых кислот, меркаптанов, а также для нейтрализации серной кислоты

и продуктов ее взаимодействия с углеводородами, остающимися после

деасфальтизации.

243

8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру неф-

тепродуктов, в которых нуждаются близлежащие потребители. Это

связано с тем, что современные установки и производства проектируют-

ся на большую производительность, т.к. в этом случае они более

экономичны. Недостающие нефтепродукты завозятся с НПЗ, располо-

женных в других регионах.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) бывают пяти основных

типов:

1) топливный с неглубокой переработкой нефти;

2) топливный с глубокой переработкой нефти;

3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти

и производством нефтехимической продукции;

4) топливно-масляный;

5) энергонефтехимический.

На заводах первых двух типов вырабатывают в основном раз-

личные виды топлива. При неглубокой переработке нефти получают не

более 35 % светлых нефтепродуктов, остальное -топочный мазут.

При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается

применением вторичных методов переработки нефти каталитического

крекинга, коксования, гидрокрекинга и др.

На заводах топливно-нефтехимического типа вырабатывают не

только топлива, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья ис-

пользуют либо газы, получаемые при глубокой переработке нефти или

бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной перегонки нефти.

На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами выра-

батывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и другие

продукты.

Заводы энергонефтехимического типа строят при ТЭЦ большой

мощности или вблизи нее. На таких заводах в процессе перегонки нефти

отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут на-

правляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых

нефтепродуктов используют в качестве сырья для нефтехимического про-

изводства.

244

9. ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ

9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих га-

зах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а

также в газах, получаемых при переработке нефти.

Природные горючие газы состоят в основном из смеси пара-

финовых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот,

углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабаты-

вающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых

месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (ча-

стиц пыли, песка, окалины и т.д.), осушают и очищают от сероводорода

и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных

горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы,

технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там,

где используют термокаталитические процессы) переработке нефти,

кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредель-

ные - олефины. Этим они отличаются от природных горючих

газов.

9.2. Основные объекты газоперерабатывающих заводов

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (закон-

ченным) технологическим циклом применяют пять основных

технологических процессов:

1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к

переработке;

2) компримирование газа до давления, необходимого для пе

реработки;

3) отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильно

го газового бензина;

4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и

индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны,

пентаны, н-гексан);

5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода.

Газоперерабатывающее производство может быть организо-

вано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в

составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтепере-

рабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество

исходного сырья невелико.

245

Принципиальная технологическая i мма 1"ПЗ приведена на

рис. 9.1.

Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15...0,35

МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем

направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют

механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии

газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку

очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

Компрессорная станция 1-й ступени 3 предназначена для пе-

рекачки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну,

две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10

ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ

разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и

сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на

газофракционирующие установки 6. Отбензиненный («сухой») газ

компрессорной станцией П-й ступени 5 закачивается в

магистральный газопровод или реализуется местным

потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд

котельной и трубчатых печей.

Газофракционирующие установки 6 предназначены для раз-

деления нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и

индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бу-

таны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения

откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится

их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам.

9.3. Отбензинивание газов

Для отбензинивания газов используются компрессионный,

абсорбционный, адсорбционный и конденсационный методы.

Компрессионный метод

Сущность компрессионного метода заключается в сжатии

газа компрессорами и последующем его охлаждении в холодильнике.

Уже при сжатии тяжелые компоненты газа частично переходят из га-

зовой фазы в жидкую. С понижением температуры выход жидкой

фазы из сжатого газа возрастает.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания

«жирных» газов, в которых содержится более 1000 г/м

тяжелых

углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов является

давление компримирования 2...4 МПа.

246

247

Абсорбционный метод

Сущность абсорбционного метода состоит в поглощении тяже-

лых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями

(абсорбентами). В качестве таких поглотителей могут быть использова-

ны керосин, дизельный дистиллят, масла.

При физической абсорбции поглощаемые углеводороды не об-

разуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому обычно

физическая абсорбция обратима, т.е. поглощенные компоненты можно

выделить из абсорбентов. Этот процесс называется десорбцией. Чередо-

вание процессов абсорбции и десорбции позволяет многократно

применять один и тот же поглотитель.

Количество поглощенных газов при абсорбции увеличивается с

повышением давления и понижением температуры. Чем больше моляр-

ная масса компонентов газа, тем в большем количестве он поглощается

одной и той же жидкостью.

Принципиальная схема абсобционно-десорбционного процесса

приведена на рис. 9.2. Исходный (сырьевой) газ I подается в

нижнюю часть абсорбера 1. Поднимаясь вверх, газ контактирует с

абсорбентом, стекающим по тарелкам абсорбера вниз, в результате

чего (вследствие массообмена) целевые компоненты из газа переходят

в жидкость. Очищенный газ II выходит из верхней части абсорбера,

а насыщенный абсорбент IV - из нижней части.

Насыщенный абсорбент поступает в гидравлическую турбину

7, где совершает полезную работу, приводя в действие насос 3. В

результате его давление снижается от давления абсорбции до

давления десорбции. Далее насыщенный абсорбент нагревается в

подогревателе 5 и поступает в верхнюю часть десорбера 6. В

нижнюю часть десорбера 6 подается горячий десорбирующий

агент (острый водяной пар) VI. В результате нагрева насыщенного

абсорбента происходит процесс десорбции. Испарившиеся целевые

компоненты V выходят через верхнюю часть десорбера, а

регенерированный абсорбент - через нижнюю часть. Регене-

рированный абсорбент после рекуперации теплоты в

теплообменнике 5 через промежуточную емкость 4 и холодильник

2 насосом 3 возвращается в абсорбер 1.

Применение абсорбционного метода наиболее рационально для

отбензинивания газов, содержащих от 200 до 300 г тяжелых

углеводородов в 1 м

Адсорбционный метод

Адсорбцией называется процесс поглощения одного или не-

скольких компонентов из газовой смеси твердым веществом -

248

адсорбентом. Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом ос-

нован процесс десорбции - выделение из адсорбента поглощенных

им веществ.

В качестве адсорбентов применяются пористые твердые ве-

щества, имеющие большую удельную поверхность - от сотен до

десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важ-

нейшей характеристикой адсорбентов является их адсорбционная

активность (или адсорбционная емкость) равная количеству целе-

вых компонентов (в масс. %, граммах и т.п.), которое может быть

поглощено единицей массы адсорбента.

Адсорбционная активность адсорбентов зависит от состава

газа, давления и температуры. Чем выше молярная масса газа и дав-

ление, а также чем ниже температура, тем адсорбционная

активность выше.

В качестве адсорбентов при разделении газовых смесей ис-

пользуют активированный уголь, силикагель и цеолиты.

Принципиальная схема отбензинивания газов адсорбцион-

ным методом приведена на рис. 9.3.

На отбензинивание подается газ, от которого предваритель-

но отделена капельная влага. Это связано с тем, что попадание

капельной жидкости в слой адсорбента вызывает его разрушение

и снижение адсорбционной активности. Пройдя слой адсорбента,

например, в адсорбере 1, сырьевой газ очищается от целевых ком-

понентов. Для регенерации адсорбента в адсорбере 2 отбирается

поток регенерационного газа III в количестве 15...30 % от расхода

сырьевого газа. Регенерационный газ нагревается в подогревателе

3 и поступает в адсорбер 2, где адсорбированные компоненты

переходят из слоя адсорбента в нагретый газ. По выходе из

адсорбера регенерационный газ охлаждается: сначала потоком

отбензинен-ного газа в холодильнике 4, а затем водой в

холодильнике 5. Выпадающий при этом конденсат собирается в

конденсатосборни-ке 6, а отбензиненный газ направляется на

доочистку в работающий адсорбер 1.

По мере насыщения адсорбента в адсорбере 1 он

выводится на регенерацию, а в работу включается адсорбер 2.

Для регенерации адсорбента применяют также пропарива-

ние адсорберов острым водяным паром с последующим

охлаждением выходящего влажного пара и отделением углеводо-

родов.

Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных

газов применяют при содержании тяжелых компонентов от 50 до

100 г/и

249

Конденсационный метод

Сущность конденсационного метода заключается в сжиже-

нии тяжелых углеводородных компонентов газа при отрицательных

температурах. Применяют две разновидности конденсационного ме-

тода отбензинивания газов: низкотемпературная конденсация (НТК)

и низкотемпературная ректификация (НТР).

Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3-х

стадий:

а) компримирования газа до давления 3...7 МПа;

б) охлаждения сжатого и осушенного газа до температуры -

1О...-8О°С;

в) разделения образовавшейся газожидкостной смеси углево-

дородов на нестабильный газовый бензин и «сухой» газ.

Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР оди-

наковы. Отличие между ними заключается в третьей стадии.

В схеме НТК (рис. 9.4) газожидкостная смесь под давлением 3...4

МПа проходит систему холодильников 1-3 после чего разделяется в

сепараторе 4. Образовавшийся конденсат после использования в качестве

хладагента в холодильниках 1,2 подается в деэтанизатор 5, а сухой газ - в

газопровод.

В конденсате кроме высококипящих углеводородов (С

высшие) присутствуют метан и этан, которые являются помехой при

его хранении, транспортировании и переработке. Метан и этан отго-

няют от углеводородного конденсата в деэтанизаторе 5 путем нагрева в

кипятильнике 6. Углеводородные пары, отходящие с верха деэтани-

затора, частично конденсируются в пропановом холодильнике 7 и

направляются в рефлюксную емкость 8. Отсюда несконденсировав-шийся

газ отводится потребителям, а жидкая фаза насосом 9 закачивается в

верхнюю часть деэтанизатора в качестве орошения.

Деэтанизированный нестабильный бензин с низа деэтаниза-

тора направляют на газофракционирующую установку.

В схеме низкотемпературной ректификации в отличие от схе-

мы НТК в ректификационную колонну (деэтанизатор) поступает вся

газожидкостная смесь, образовавшаяся в результате компримирова-

ния и охлаждения сырьевого газа. То есть сепаратор 4 из схемы,

изображенной на рис. 9.4, исключен.

Процесс НТК по сравнению с процессом НТР имеет следую-

щие преимущества:

1) благодаря предварительному отбору газовой фазы в сепа-

раторе 4, деэтанизатор и другие аппараты установки имеют меньшие

размеры;