Разработка методов интенсификации процессов ПЕРВИЧНОЙ перегонки углеводородного сырья

В пятой главе, посвященной разработке технических решений по оптимизации двухколонной установки ректификации двух сильно отличающихся между собой видов сырья, приведены рекомендации по модернизации технологической схемы и метод расчета оптимального состава смесевого сырья на примере оренбургской и тихорецкой нефтей.

В качестве исходных данных взяты  кривые ИТК нефтей. Их анализ показывает, что оренбургская нефть более лёгкая, содержание легкой и тяжелой бензиновых, а также керосиновой фракций значительно выше, чем в тихорецкой нефти, в которой, в свою очередь, выше содержание фракции тяжелого дизельного топлива и остатка. Нефти заметно отличаются между собой по фракционному составу. Переработку таких видов сырья невозможно рационально вести на одном режиме по одной технологической схеме. Для интенсификации процесса перегонки рекомендуется использовать внутренние потенциалы нефтей.

Проанализированы изменения осцилляторов ИК оренбургской (рисунок 7) и тихорецкой нефтей после предварительного отбензинивания.

Рисунок 7 – Осциллятор ИК полуотбензиненной оренбургской нефти без (сплошная линия) и с интенсификаторами (пунктирная линия)

Как видно из рисунка 7, интенсивность кипения остаточных фракций оренбургской нефти ниже нуля, значит в области 310°С–к.к. преимущественно будут преобладать процессы конденсации углеводородов, что снизит выход светлых от потенциала. Поэтому в нефть необходимо ввести интенсификатор – конденсирующий агент (остаточную фракцию нефти) в таком количестве, чтобы на интервале 360°С–к.к. стали преобладать процессы испарения. За счет смещения фазового равновесия произойдет переход части тяжелых газойлевых фракций из остатка в товарный продукт. Кроме того, для увеличения выхода целевой фракции дизельного топлива предлагается увеличить парциальное давление фракции 180–240°С, часть которой перейдет в дизельное топливо.

Бензиновых фракций, согласно осциллятору  ИК, в сырье достаточно много, о чем свидетельствует наибольшее значение интенсивности кипения, но в области 150–180°С имеется локальный минимум. Снижение интенсивности кипения в области деления фракций бензина и керосина повысит четкость погоноразделения, введение интенсификаторов не должно затронуть эту область. На рисунке 7 изображен расчетный осциллятор ИК сырья с добавками 20% масс. остаточной фракции и 5% масс. легкой дизельной фракции 180–240°С (пунктирная линия). Для полуотбензиненной тихорецкой нефти таким же образом обоснованы добавки 10% масс. керосиновой и 4% масс. бензиновой фракций.

На рисунке 8 представлена принципиальная технологическая схема установки ректификации двух разнородных нефтей с решениями по интенсификации. Объем предполагаемой модернизации изображен жирными линиями. Сущность модернизации установки заключается в следующем:

• для приготовления интенсификатора заданного состава необходимо отобрать часть неохлажденных потоков бензиновой XVа, керосиновой XVб и соляровой XVв фракций и в расчетном количестве вывести в отдельную ёмкость;
• смешение горячих потоков перечисленных фракций приведет к образованию парожидкостной смеси в ёмкости, поэтому пары интенсификатора предлагается направить в куб атмосферной колонны (поток XVI);
• жидкая фаза интенсификатора XVIII насосом подается в куб колонны К–2 через печь или напрямую;
• часть остаточной фракции для утяжеления состава сырья подается в качестве ПЦО газойлевой секции атмосферной колонны (поток XIX) или смешивается с сырьём перед нагревом (поток XX).

Сравнительные материальные балансы перегонки оренбургской и тихорецкой нефтей с использованием интенсификаторов и без них приведены в таблице 2.

При решении задачи совместной переработки нескольких нефтей, сильно различающихся между собой по фракционному составу, необходимо составить такую смесь, при которой выход целевых фракций и глубина отбора светлых от потенциала были бы максимальными. Предложен метод определения оптимального соотношения компонентов смеси. Исходными данными являются кривые ИТК смешиваемых потоков. Необходимо рассчитать и построить осцилляторы ИК обоих видов сырья и их смесей с шагом 10% масс. Интенсификатором является тот компонент, который снижает интенсивность кипения целевой фракции, увеличивая её выход от аддитивно рассчитанного.

Рисунок 8 – Принципиальная схема модернизации двухколонной установки

1 – насосы; 2 –теплообменники; 3 –  конденсаторы-холодильники; 4 – рефлюксные  ёмкости; 5 – отпарные колонны; 6 – многосекционная трубчатая печь;  
7 – рибойлер; 8 – ёмкость смешения интенсификатора

I – сырьё; II – пары бензиновой фракция; III – острое орошение; IV – легкая бензиновая фракция; V – газ; VI – «горячая струя»; VII – полуотбензиненная нефть; VIII – сырьё К–2; IX – ПЦО–1; X – ПЦО–2; XI – тяжелая бензиновая фракция; XII – керосиновая фракция; XIII – соляровая фракция; XIV – газойлевая фракция; XV – интенсификатор; XVI, XVII – легкая и тяжелая фракции интенсификатора; XVIII – остаток; XIX – конденсирующий агент на орошение; XX – конденсирующий агент в сырьё

 

 

Для обеспечения максимального выхода дизельной фракции 180–360°С определяем компонент-интенсификатор через отношение сумм площадей осцилляторов ИК выше и ниже линии равномерно-выкипающего сырья:

.

Величину  предлагается назвать потенциалом интенсивности кипения. Потенциал ИК показывает характер поведения рассматриваемой фракции. Если он меньше 1, то в процессе перегонки эта фракция склонна к процессам конденсации, если больше – к процессам испарения. В смеси тихорецкой и оренбургской нефтей последнюю следует рассматривать как интенсификатор.

Отклонение от аддитивности определяем как разность между функциями v_ИК и v_АД. За линию аддитивности примем линейную интерполяцию полученных значений и построим зависимость (верхний график рисунка 9).

;

,

где  v_АД – рассчитанная аддитивно средняя скорость выкипания фракций смеси; v_ИК(Ор) – рассчитанная по ИК средняя скорость выкипания фракций оренбургской нефти; v_ИК(Тр) – рассчитанная по ИК средняя скорость выкипания фракций тихорецкой нефти; v_ИК – расчетная по ИК средняя скорость выкипания смесевого сырья; ω(Ор), ω(Тр) – массовые доли оренбургской и тихорецкой нефтей в смеси.

Нефти представляют собой сложные молекулярные системы, отличающиеся устойчивостью. Признаком любой устойчивой системы является минимум потенциальной энергии внутри системы. Если взять углеводородную систему А, которая является интенсифицируемой (рисунок 9) и начать добавлять в неё систему Б (интенсификатор), то после смешения выход узких фракций будет расти от аддитивно рассчитанного до достижения некоторого критического значения концентраций АБ (интервал А+Б). Если в систему Б (деинтенсифицируемую) начнем добавлять систему А (деинтенсификатор), то выход фракций будет уменьшаться от расчетного до некоторого значения БА (интервал Б+А). С практической точки зрения, при решении задачи определения оптимального состава смеси из нескольких нефтей необходимо определить точку АБ, то есть область максимально эффективного действия интенсификатора.

Нижний график на рисунке 9 показывает отклонение выхода целевой фракции от рассчитанного по правилу аддитивности. Отмечены области наибольшего и наименьшего выхода и интервалы погрешности расчета (± 5%).

Рисунок 9 – Функции фактических отклонений от аддитивности

При переработке смеси двух нефтей с целью обеспечения максимального выхода дизельного топлива наиболее подходящим является соотношение компонентов 25%Ор и 75%Тр. Если сырье поставляется неравномерно, но в среднем поступает на переработку в соотношении 1:1, предлагается 33% времени эксплуатировать установку на смеси 25%Ор75%Тр, а 67% времени – только на оренбургской нефти с использованием технологии интенсификации перегонки за счет собственного потенциала сырья.

Проведенные технико-экономические  расчеты показали, что при реализации рекомендаций по перегонке оренбургской, тихорецкой нефтей и их смеси по предлагаемой схеме с использованием технологии интенсификации прирост чистой прибыли составит 4,46%, а норма рентабельности производства увеличится на 2,76%.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана и научно обоснована принципиально новая форма графического представления фракционного состава углеводородного сырья для оценки потенциального содержания узких целевых фракций с помощью осцилляторов интенсивности кипения.
2. Разработаны и научно обоснованы способы интенсификации процесса фракционирования нефтяного сырья за счет его внутреннего потенциала и путем рационального смешения потоков. Анализ фракционного состава смесевого сырья с помощью осцилляторов ИК компонентов дает возможность определить потенциальное содержание целевых фракций и оптимальные температурные интервалы их деления.
3. Разработан алгоритм расчета определяющих параметров ректификации – флегмовых чисел и чисел теоретических тарелок – с использованием экономических критериев, позволяющий обосновать оптимальный режим перегонки как на стадии проектирования, так и для действующей установки. На примере отбензинивающей колонны установки ЭЛОУ–АВТ–6 показана возможность существенного снижения эксплуатационных затрат.
4. Предложен и научно обоснован способ регулирования материального баланса атмосферного блока путем изменения кратности орошения отбензинивающей колонны. Показано, что изменение режима при отбензинивании позволяет перераспределять товарные потоки блока в пределах до 3% масс.
5. Разработан метод расчета оптимального состава смесевого сырья, позволяющий создать максимальный потенциал целевых фракций в смеси и увеличить их выход при ректификации. Расчетный экономический эффект при переработке 80 тыс. т в год оптимально сформированной смеси оренбургской и тихорецкой нефтей составляет 6,25 млн. рублей, прирост чистой прибыли и нормы рентабельности 5,1%.
6. Предложена принципиальная схема модернизации двухколонной установки атмосферной перегонки нефти, позволяющая за счёт внутреннего потенциала сырья интенсифицировать процесс перегонки, увеличить выход и глубину отбора целевых фракций. Экономический эффект при переработке 80 тыс. т в год оренбургской нефти с использованием технологии интенсификации составляет 2,37 млн. рублей, прирост чистой прибыли 4,15%, нормы рентабельности 1,6%.
7. Разработаны решения по рациональной эксплуатации двухколонной установки атмосферной перегонки нефти в условиях поступления разнородного сырья в непрогнозируемых соотношениях. На примере совместной переработки оренбургской и тихорецкой нефтей с максимальным отбором фракции дизельного топлива показан алгоритм расчета рационального соотношения компонентов в смесевом сырье и периодичности перехода от смесевого сырья к индивидуальному. Экономический эффект при переработке 80 тыс. т в год оренбургской и тихорецкой нефтей, поставляемых на установку в среднем соотношении 1:1, составит 3,83 млн. рублей, прирост чистой прибыли 4,46%, нормы рентабельности 2,76%.

 

Основные положения  диссертации опубликованы в следующих  работах:

1. Овчаров С.Н., Пикалов С.Г., Пикалов Г.П., Пикалов И.С., Овчарова А.С. Расчетные методы определения детонационной стойкости прямогонных бензиновых фракций газового конденсата ачимовской залежи // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. – 2005. – 
   № 3. – С. 68–71.
2. Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Журбин А.В., Овчарова А.С. Расчетные методы оценки детонационной стойкости прямогонных бензиновых фракций // Технологии нефти и газа. – 2007. – № 5. – С. 75–80.
3. Овчаров С.Н., Журбин А.В., Пикалов И.С., Пикалов Г.П. Сопоставительная оценка переработки нефтегазоконденсатных смесей низко- и высокотемпературным способом // Технологии нефти и газа. – 2007. – № 6. – С. 21–25.
4. Пикалов И.С., Овчаров С.Н., Алференко С.В., Овчарова А.С. Разработка метода рационального смешения нефтей на базе нового подхода к анализу фракционного состава. Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. – 2010. – № 4. – С. 12–18.
5. Пикалов И.С., Овчаров С.Н., Алференко С.В. Влияние глубины предварительного отбензинивания нефти на показатели атмосферой перегонки. Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. – 2010. – № 4. – С. 18–27.
6. Пат. 2273655 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В., Пикалов И.С., Овчарова А.С. – № 2004135659; заявл. 07.12.2004; опубл. 10.04.2006; бюл. 
   № 10. – 7 с.
7. Пат. 2273656 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С., Овчарова А.С. – № 2004135661, приоритет изобр. 07.12.2004 г., зарегистр. 10.04.2006 г., опубл. 10.04.2006 г., бюл. № 10. – 7 с.
8. Пат. 2273657 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В., Пикалов И.С., Овчарова А.С. – № 2004135664; заявл. 07.12.2004; опубл. 10.04.2006; бюл. 
   № 10. – 6 с.
9. Пат. 2300550 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В., Пикалов И.С., Овчарова А.С. – № 2006101110, приоритет изобр. 12.01.2006 г., зарегистр. 10.06.2007 г., опубл. 10.06.2007 г., бюл. № 16. – 7 с.
10. Пат. 2300551 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С., Овчарова А.С. – 
    № 2006101112, приоритет изобр. 12.01.2006 г., зарегистр. 10.06.2007 г., опубл. 10.06.2007 г., бюл. № 16. – 9 с.
11. Пат. 2307150 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Пикалов С.Г., Пикалов Г.П., Овчарова А.С. – 
    № 2006115023, приоритет изобр. 02.05.2006 г., зарегистр. 27.09.2007 г., опубл. 27.09.2007 г., бюл. № 27. – 8 с.
12. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С. Физико-химические свойства газовых конденсатов валанжинских и ачимовских залежей Западной Сибири // В сб. научных трудов СевКавНИПИгаза "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ". Вып. 41. – Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. – С. 191-204.
13. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов И.С. Рациональный подход к формированию сырьевых потоков // Материалы VII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". – Ставрополь: СевКавГТУ, 2003. – С. 109-110.
14. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов И.С. Выбор оптимального сырья для производства товарных автобензинов // Материалы VIII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". – Ставрополь: СевКавГТУ, 2004. – С. 177.
15. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Журбин А.В., Пикалов И.С. Расчетная методика для оптимизации основных параметров ректификации нефти, газового конденсата и их смесей // Материалы ХХХIV научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. – С. 173.
16. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов И.С. Уточненный метод расчета числа теоретических тарелок ректификационных колонн // Материалы ХХХIV научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. – С. 174.
17. Пикалов И.С., Овчаров С.Н. Метод определения потенциала светлых нефтепродуктов // Материалы V межрегиональной научной конференции "Студенческая наука – экономике России". – Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. – С. 62–63.
18. Пикалов И.С. Неаддитивные эффекты в процессе обезвоживания грозненской нефти // Материалы Всероссийской научной студенческой конференции "Научный потенциал студенчества – будущему России". – Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. – С. 94.
19. Журбин А.В., Овчаров С.Н., Пикалов И.С. Особенности низкотемпературной перегонки газоконденсатного сырья // Материалы X региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". – Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. – С. 228–229.
20. Овчаров С.Н., Журбин А.В., Пикалов И.С., Пикалов Г.П. Фракционирование нефтегазоконденсатных смесей низко- и высокотемпературным способом // Материалы международной научно-практической конференции "Нефтегазо-переработка и нефтехимия–2006". – Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2006. – С. 50–52.
21. Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Пикалов С.Г., Журбин А.В. Метод оптимизации работы сложных колонн // Материалы международной научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия–2006". – Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2006. – С. 262–264.
22. Пикалов И.С., Овчаров С.Н. Особенности перегонки нефти с циркулирующим испаряющим агентом // Материалы XXXVII научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2008. – С. 213-214.
23. Пикалов И.С. Малоотходные технологии первичной перегонки нефти // Материалы II международной научной студенческой конференции "Научный потенциал студенчества – будущему России". Т. 1. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2008. – С. 201-202.
24. Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Рамазанов Р.Д. Углубление процесса первичной перегонки нефти с использованием интенсификатора // Материалы XII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". – Т. 1. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2008. – С. 176-178.
25. Пикалов И.С., Овчаров С.Н., Мартыненко А.В. О механизме действия интенсификатора на процесс первичной перегонки нефти // Материалы XII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". – Т. 1. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2008. – С. 290-292.
26. Журбин А.В., Пикалов И.С., Овчаров С.Н. Рациональный подход к первичной переработке легкого газового конденсата // Материалы ХХХVIII научно-технической конференции СевКавГТУ. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. – 
    С. 210-212.
27. Пикалов И.С. О влиянии режима предварительного отбензинивания на работу атмосферной ректификационной колонны // Материалы XIII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". Т. 1. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. – С. 124-125.
28. Пикалов И.С., Овчаров С.Н., Алференко С.В. Новый подход к анализу фракционного состава нефти // Материалы XIII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону". Т. 1. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. – С. 126-128.
29. Пикалов И.С., Овчаров С.Н., Овчарова А.С., Алференко С.В. Выражение фракционного состава углеводородного сырья через интенсивности кипения узких фракций // Материалы международной научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия–2010". – Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2010. – С. 277–278.

 

 

 

 

 

 

 

Печатается в авторской редакции

__________________________________________________________________________________

Подписано к печати  30.08.2010

Формат 60x84, 1/16.     Усл. печ. л. −  1,5.     Уч.-изд. л. − 1,0.

Бумага газетная.     Печать офсетная.  Заказ № 244     Тираж 100 экз.

ГОУВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет»

355029, г. Ставрополь  пр. Кулакова, 2

__________________________________________________________________________________

Издательство Северо-Кавказского государственного

технического университета

Отпечатано в типографии СевКавГТУ