Проект газоперерабатывающего завода Мастахского местрождения

 

2.1.4 Физические основы дистилляции нефти на фракции

 

В основе технологии первичной перегонки  нефти лежит перегонка – процесс  физического разделения нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания  нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную.

Простая перегонка.

Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного испарения  жидких смесей.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном непрерывном  нагревании жидкой смеси в кубе от начальной до конечной температуры  при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате и сборе в приемнике целиком  или выводе из него периодически отдельными фракциями.

     Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов преимущественно применяют в лабораторной практике при определении фракционного состава нефти по ГОСТ 2177 – 82.

     Перегонка однократным (равновесным) испарением происходит следующим образом: исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фазы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе. Паровая фаза, пройдя конденсатор, поступает в приемник , откуда непрерывно отводится жидкая фаза – остаток.

     Отношение количества образовавшихся паров при однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.

     Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.

     Многократное испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку, полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней – остаток второй ступени.

     Способы перегонки с однократным и многократным испарением имеют наибольшее значение в осуществлении промышленной переработки нефти на установках непрерывного действия. Так, примером процесса однократного испарения является изменение фазового состояния (доли отгона) нефти при нагреве в регенеративных теплообменниках и в змеевике трубчатой печи с последующим отделением паровой от жидкой фазы в секции питания ректификационной колонны.

     Простая перегонка, особенно вариант с однократным испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией.

Сложная перегонка.

     Перегонка с дефлегмацией основана на частичной конденсации образующихся при перегонке паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части.

Дефлегмацию осуществляют в специальных  по конструкции поверхностных конденсаторах  воздушного или водяного охлаждения, размещаемых над перегонным кубом.

     Перегонка с ректификацией дает более высокую четкость разделения смесей по сравнению с перегонкой с дефлегмацией. Основой процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотокам парами и жидкостью перегоняемой смеси. Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами – тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.

     Современная промышленная технология первичной перегонки нефти основана на процессах одно –  и многократной перегонки с последующей ректификацией образовавшихся паров и жидкой фаз. Перегонку с дефлегмацией и периодическую ректификацию, так же как перегонку с постепенным испарением, применяют в лабораторной практике.

     В технологии нефтепереработки к первичной перегонке относят процессы атмосферной перегонки нефти и вакуумной перегонке мазута. Их назначение состоит в разделении нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.

     Эти процессы осуществляют соответственно на так называемых атмосферных трубчатых (АТ) или атмосферно – вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

     На установках АТ осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых дизельных фракций и мазута.

    В зависимости от направления использования фракций установки первичной перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно – маслянными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

     По числу ступеней испарения различают трубчатые установки одно- , двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках однократного испарения из нефти в одной ректификационной колонне при атмосферном давлении получают все дистилляты – от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.

   На установках двухкратного испарения перегонка до гудрона осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который затем перегоняется в вакууме до гудрона. Эти процессы осуществляются в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддерживается атмосферное давление, во второй – вакуум. Двухкратное испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмосферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензиненная нефть; во второй отбензиненная нефть, нагретая до более высокой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные установки относят к группе атмосферных (АТ).

    На установках трехкратного испарения перегонка нефти осуществляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной. Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колоннами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарения гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основной вакуумной колонне.

Установка четырехкратного испарения  представляет собой установку АВТ  с отбензинивающей атмосферной  колонной в головной части и доиспарительной  вакуумной колонной для гудрона  к концевой части.

 

2.1.5 Выбор технологической схемы и режима перегонки        нефти

 

Выбор той или иной схемы полностью  зависит от качества нефти, ее состава  и свойств.

Перегонку нефтей с небольшим  количеством растворенных газов (0,5 – 1,2% по С4 включительно), относительно невысоким содержанием бензина(12 – 15% фракций до 180оС) и выходом фракций до 350оС не более 45% (нефти типа 3- Мангышлакская, Усть-Балыкская, Арланская) выгодно осуществлять на установках (блоках) АТ по схеме с однократным испарением и последующим фракционированием образовавшихся паровой и жидкой фаз в сложной ректификационной колонне.

Для перегонки легких нефтей (типов 1 и 2 – Самотлорская, Шаимская, Туймазинская) с высоким выходом  фракций до 350^оС (50 – 65%), повышенным содержанием растворенных газов (1,5 – 2,2%) и бензиновых фракций (20 – 30%) целесообразно применять установки АТ двукратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой колонне из нефти отбирают большую часть газа и низкокипящих бензиновых фракций. Чтобы более полно сконденсировать их, поддерживают повышенное давление (Р_абс=0,35 - 0,5 МПа). Благодаря этому становится возможным понизить давление в атмосферной колонне до Р_абс=0,14 – 0,16 МПа и тем самым реализовать условия перегонки (температуру питания и расход водяного пара в отгонную часть атмосферной колонны), обеспечивающие высокий отбор от потенциала в нефти суммы светлых нефтепродуктов.

За счет сообщаемого  нефти тепла в регенеративных теплообменниках в колонне частичного отбензинивания отбирают 50 – 60% от потенциала бензина. Стремиться к большему отбору бензина за счет дополнительного подвода тепла в низ колонны или подачи водяного пара не следует, так как это повышает затраты на перегонку. Кроме того, состав сырья атмосферной колонны настолько утяжеляется, что требуется чрезмерно высокая температура питания, которая оказывается выше максимально допустимой.

Схема перегонки нефти  с колонной предварительного частичного отбензинивания и основной сложной  ректификационной колонной получила наибольшее применение в отечественной нефтепереработке. Она обладает достаточной гибкостью и универсальностью и оказалась полезной в связи с массовым переводом установок АТ и АВТ, запроектированных для перегонки Ромашкинской нефти (тип 2), на перегонку более легких нефтей (тип 1) Западной Сибири.

Разновидностью перегонки  нефти с двукратным испарением является схема с предварительным испарителем  и сложной атмосферной колонной. Пары из испарителя и остаток после  нагрева в печи направляются в  атмосферную колонну. Основные достоинства такой схемы заключаются в некотором сокращении затрат на перегонку за счет снижения гидравлического сопротивления змеевика печи и уменьшения металлоемкости колонн и конденсаторов. Схема применима для перегонки нефтей со средним уровнем содержания растворенного газа (около 1%) и бензина (18 – 20%), в практике отечественной нефтепереработки встречается редко.

 

 

2.2 Характеристика исходной нефти

 

Исходная нефть, на перегонку которой  направлен проект – это нефть  из Республики Саха (Якутия), Талаканского месторождения. Все сведения о свойствах нефти сгруппированы в таблицах.

 

Таблица 2.7 -Технологическая классификация  Талаканской нефти по

                         ГОСТ 912-66

Класс	Содержание серы, %			тип	Выход фракции до 3500С
	В нефти	В нафте (к.к 2200С)	В дизельном топливе    (240-3500С)
1	Не более 0,5 (факт.0,48)	Не более 0,1 (факт.0,06)	Не более 0,2 (факт.-менее 0,2)	Т2	Не менее 45% (факт.-46,5)

 

Таблица 2.8 -Техническая классификация  Талаканской нефти по

                        ГОСТ 912-66

Группа	Потенц.сод-е базов.масел		Под- группа	Индекс вязкости базовых масел	Вид	Содержание парафина в нефти (в% весовых)
	На нефть	На мазут (свыше 3500С)
М2	15-25	30-45	П2	Выше 85 (факт.85-87)	В1	Не более 1,5 (факт.1,47)

 

К1.Т2.М2.П1.В1-шифр Талаканской нефти.

 

 

Таблица 2.9 -Характеристика сырья и его параметры на границе установки.

Наименование сырья, качественные показатели	Величина качественного  показателя	Способ подачи сырья
Нефть Талаканского месторождения		По трубопроводу Параметры на границе установки "Хай  Тек 20000"
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость при 20°С, мм2/с                   при 50°С, мм2/с	846,2 16,29 7,11	Рраб=101 - 171 кПа Тра6=41-61°С
Температура застывания, °С	минус 40
Содержание, % масс, сера общая	0,48
в том числе меркаптанов, не более	0,007
азот общий	0,08
смолы селикагелиевые	9,34
асфальтены	0,25
парафины	1,47
воды, не более	0,5
механических  примесей, не более	2,9
Коксуемость, %	2,9
Содержание металлов, мкг/г
ванадия	2
никеля	15
Дистилляция, % масс: отгоняется при температуре, °С
70	4
80	4,7
90	6,0
100	7,1
120	9,5
140	12,2
160	15,2
180	18,7
200	22,5
220	25,0
240	28,2
250	30,0
260	31,7
280	35,7
300	38,2
350	46,5
360	49,0