Расчет установки АВТ Покровской нефти в Петросиме

Введение

 

Основной целью  нефтеперерабатывающей промышленности является получение из нефти такого ассортимента и количества продукции, которые полностью обеспечивают нужды народного хозяйства страны. Качество вырабатываемых заводами нефтепродуктов должно отвечать требованиям ГОСТов или технических условий. Одним из основных процессов переработки нефти является ее первичная переработка.

Установки АВТ  предназначены для первичной  переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах.

Переработка нефти  на АВТ с многократным (чаще всего  — трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензиненную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360 °С.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

Сырьем установки АВТ является обессоленная нефть, полученная на установках и блоках ЭЛОУ.

Продукция:

1. углеводородный газ — выводится с установок в газообразном и жидком («головка стабилизации») виде, направляется для дальнейшей переработки на газофракционирующие установки, используется как топливо нефтезаводских печей;
2. бензиновая фракция — выкипает в пределах 50—180 °С, используется как компонент товарного автобензина, сырье установок каталитического риформинга и пиролиза; подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций;
3. керосиновая фракция — выкипает в пределах 120—315 °С, используется как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для освещения, как сырье установок гидроочистки;
4. дизельная фракция (атмосферный газойль) — выкипает в пределах 180—360 °С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырье установок гидроочистки;
5. мазут — остаток атмосферной перегонки — выкипает выше 350 °С, применяется как котельное топливо или сырье для установок гидроочистки и термического крекинга;
6. вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) — выкипают в пределах 350—500 °С, используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;
7. гудрон — остаток атмосферно-вакуумной перегонки нефти, выкипает при температуре выше 500 °С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки.

 

1  Характеристика исходной  нефти

 

Нефтегазоносность Оренбургской области связана с  каменноугольными, девонскими и пермскими отложениями. Основные запасы нефти приурочены к каменноугольным отложениям. Запасы девонских отложений составляют около 20, а пермских – около 5 % от общих промышленных запасов нефти всей области.

Покровское месторождение  расположено в 80 км к востоку от г. Бузулук Оренбургской области; входит в Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию. В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Русской платформы.

Открыто в 1959, разрабатывается  с 1963. Размеры структуры                10,5 5,5 км. Выявлено 10 залежей, в т.ч. 8 нефтяных, 1 газовая и 1 газонефтяная. Продуктивны отложения турнейского яруса, бобриковского горизонта, окского надгоризонта нижнего карбона (нефтяные залежи), башкирского яруса и еврейского горизонта среднего карбона, артинского и уфимского ярусов перми (газовая залежь, газонефтяная с нефтяной оторочкой).

Режим разработки нефтяных залежей упругий и упруговодонапорный. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. Способ эксплуатации механизированный.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.1 –  Состав газов (до С₄), растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов (до С₅)

 

Фракция	Выход (на нефть), %	Содержание  индивидуальных углеводородов, вес. %
		С2Н6	С3Н8	изо-С4Н10	н-С4Н10	изо-С5Н12	н-С5Н12
До С4	2,6	2,7	27,8	16,1	53,4	-	-
До С5	5,16	1,1	14	8,1	27	23,7	26,1

 

Таблица 1.2 –  Физико-химические свойства нефти

 

Плотность,	0,8240
Молекулярная  масса	189
Вязкость кинематическая,	4,39
Вязкость кинематическая,	2,58
Температура застывания с обработкой, 0С	-53
Температура застывания без обработки, 0С	-26
Температура вспышки, 0С	-35
Давление насыщенных паров при 38 0С, мм. рт. ст.	355
Давление насыщенных паров при 50 0С, мм. рт. ст.	380
Содержание  парафинов, %	3,1
Температура плавления  парафинов, 0С	51
Содержание  серы, %	0,8
Содержание  азота, %	0,08
Содержание  смол сернокислотных, %	12
Содержание  смол силикагелевых, %	7,8
Содержание  асфальтенов, %	0,2
Коксуемость, %	1,4
Зольность, %	0,019
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти	0,02
Выход фракций  до 200 0С, вес. %	36,8
Выход фракций  до 350 0С, вес. %	65

 

Таблица 1.5 – Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °С

Температура отбора, °С	Выход (на нефть), %			Содержание  углеводородов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
						всего	нормального строения	изостроения
28 – 60	6,6	0,647	1,3782		10	90	48	42
60 – 95	5,8	0,71	1,4011	6	29	65	61	34
95 – 122	8,6	0,745	1,4150	10	27	63	27	36
122 – 150	5,4	0,764	1,428	15	18	67	26	41
150 – 200	10,8	0,7878	1,4419	19	16	65	24	41
28 – 200	34,2	0,7543	1,4203	12	19	69	26	43

 

 

 

Таблица 1.3 –  Характеристика дизельных топлив и  их компонентов

 

Температура отбора, °С	Выход (на нефть) %	Цетановое число	Дизельный индекс	Фракционный состав, °С					сст	сст	Температура, °С			Содержание  серы, %		Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята	Анилиновая точка, С°
				10%	50%	90%	96%				застывания	помутнения	вспышки	общей	меркаптановой
150 – 350	39	53	58,1	188	248	318	330	0,827	3,4	1,73	-30	-24	68	0,37	-	1,82	64
200 – 350	28,2	55	56	249	279	320	331	0,8481	5,2	2,6	-16	-12	-	0,52	0,0021	1,96	69,4
240 – 320	15,8	56	57,2	266	278	305	311	0,84511	5,9	2,9	-12	-10	-	0,55	0,0014	2,1	72,6
230 – 350	22,8	57	57,1	270	290	324	332	0,849	6,5	3,1	-8	-5	-	0,58	-	2,15	-
240 – 350	20,8	58	57	275	294	328	322	0,851	7,4	3,4	-7	-4	134	0,62	0,0002	2,24	76

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.4 –  Характеристика фракций, выкипающих до 200 °С

 

Температура отбора, °С	Выход (на нефть), %		Фракционный состав, °С				Содержание  серы, %	Октановое число			Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции	Давление насыщенных паров (при 38 °С), мм рт.ст.
			н.к.	10%	50%	90%		без ТЭС	с 0,6 г ТЭС  на 1 кг	с 2,7 г ТЭС  на 1 кг
28 – 85	10,4	0,6680	36	46	62	83	0	67	80,5	90,7	0	247
28 – 90	11,4	0,673	37	47	68	67	0	65	78	90	—	—
28 – 100	13,4	0,686	39	49	69	52	0	64	76	89	—	—
28 – 110	15,2	0,696	43	52	76	66	0	60	74	87	—	—
28 – 120	17,4	0,704	47	56	84	110	0	58	72	84	—	—
28 – 130	19,4	0,714	50	60	90	119	0	56	71	—	Следы	186
28 – 140	22,4	0,726	51	64	96	128	0	54	70	—	—	—
28 – 150	23,4	0,73	53	68	102	138	Следы	53	68	—	—	—
28 – 160	25,4	0,736	55	72	107	146	0,005	52	67	—	0,28	166
28 – 170	27,6	0,74	56	73	113	155	0,009	51	66	—	—	—
28 – 180	29,9	0,745	58	74	119	163	0,019	50	64	—	—	—
28 – 190	32,2	0,75	59	75	124	171	0,022	48	63	—	—	—
28 – 200	34,2	0,7543	61	76	130	179	0,025	46,5	60	—	0,56	65

 

Таблица 1.6 – Характеристика легких керосиновых дистиллятов

 

Показатели	Фракция 120 – 230 0С	Фракция 120 – 240 0С
Температура отбора	120 – 230	120 – 240
Выход на нефть, %	22,2	24,2
Плотность при 20 0С, кг/м3, не менее	787	790
Фракционный состав: температура, 0С:
Начало кипения, не выше:	137	142
10%, не выше	147	152
50%, не выше	173	181
90%, не выше	220	223
98%, не выше	226	238
Вязкость кинематическая,	1,4	1,44
Вязкость кинематическая,	5,19	5,52
Температура начала кристаллизации, 0С, не выше:	-60	-55
Температура вспышки  в закрытом тигле, 0С, не менее:	29	29
Теплота сгорания (низшая), ккал/кг	10350	10340
Высота некоптящего  пламени, мм	23	21
Содержание  ароматических углеводородов, %	20	20,7
Содержание общей серы, % не более	0,14	0,16
Содержание  меркаптановой серы, % не более	0,005	0,007
Кислотность, мг КОН на 100 см3 раствора, не более:	0,7	0,89
Йодное число, мг КОН на 100 см3 раствора, не более:	1,8	2,1
Фактическое содержание смол, %	5	5

 

Таблица 1.3 – Характеристика дизельных топлив и их компонентов