Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти

отбора дистиллятов, энергозатраты, простота обслуживания установки и др.). При составлении общей схемы рассчитываемой АВТ включаются

также блоки ЭЛОУ и вторичной дистилляции бензиновых фракций.

В соответствии с принятым вариантом переработки нефти составляется общий и поступенчатый материальный баланс дистилляции нефти. Исходной информацией для этого служит фракционный состав нефти по ИТК.

Выходы конечных продуктов в общем материальном балансе АВТ принимаются равными выходу соответствующих фракций по ИТК.

Поступенчатый материальный баланс дистилляции нефти составляется для каждой ступени установки. Принятые выходы продуктов пересчитывают затем в массовые количества (в кг/ч и тыс. т/г) в зависимости от заданной мощности АВТ по нефти.

На основании поступенчатого баланса составляется общий (сводный) материальный баланс установки. В этом балансе суммированы углеводородные газы и фракции дизельного топлива.

На основе составленного материального баланса по каждой ступени выполняют технологический расчет этих ступеней.

1.2 Физические основы дистилляции нефти на фракции

1.2.1 Технология обезвоживания и обессоливания нефти Современная обессоливающая установка (ЭЛОУ) может быть как

автономной, так и блоком в комплексе с установкой дистилляции нефти. Последний вариант является наиболее распространенным.

Сырьевым насосом нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников, где за счет тепла дистиллятов, получаемых их нефти, нагревается до 130 - 140 °C и под давлением 1,4 - 1,5 МПа через смесительный клапан 9 входит через маточник в электродегидратор первой ступени. Перед смесительным клапанов в поток нефти подаются деэмульгатор и промывная вода, рециркулирующая со второй ступени Вц2-1 и на первой ступени Вц1. Оба этих потока воды в заданном количестве

подаются насосами и из емкостей отстойников.

Спуск воды из электродегидратора осуществляется через регулирующий клапан 10 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть направляется также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени. На вход смесителя этой ступени подается насосом свежая пресная вода и рециркулирующая вода этой степени Вц2.

После второй ступени обессоливания нефть проходит группу высокотемпературных теплообменников, где нагревается до 200 - 230 °C, поступает в первую дистилляционную колонну.

Вместе с водой в емкости попадает нефть (эмульсия «нефть в воде»), которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием насоса 1.

Дренажная вода IV после отстоя в течение 1 ч в емкости сбрасывается в промышленную канализацию и поступает на очистку.

Основными аппаратами ЭЛОУ являются электродегидраторы. Они могут быть различные по устройству (шаровые, вертикальные, цилиндрические, горизонтальные цилиндрические), но наиболее эффективной и получившей наибольшее распространение конструкцией стали горизонтальные электродегидраторы ВНИИнефтемаш типа 2ЭГ-160.

Они имеют диаметр 3,4 м, длину около 18 м, рассчитаны на давление 1,8 МПа и включают два решетчатых электрода, подвешенных через изоляторы к корпусу аппарата.

Электроды представляют собой горизонтальные решетки, сваренные из металлических прутков диаметром 15 - 18 мм, с окном решетки 150 х 150 мм или 200 х 200 мм. Одна из решеток соединена с корпусом аппарата (нулевой электрод), а к другому подведено высокое напряжение (20 - 30 кВ).

Устройство электродегидраторов, используемых при промысловой подготовке нефти (обезвоживании), несколько иное и также отличается большим разнообразием.

В аппарате совмещены три зоны; слева от перегородки - термическая,

где нефть нагревается и крупные капли оседают; между перегородками и , где для коалесценции капель используется электрическое поле, и справа от перегородки - зона механической коалесценции за счет фильтрации нефти через пакеты гофрированных пластин из полистирола (гофры под углом 30 - 60 ° расположены поперечно у смежных пакетов). Сочетание этих зон дает большой эффект как по производительности аппарата, так и по глубине обезвоживания. Температура нефти после зоны нагрева обычно 65 - 70 °C. При начальной обводненности нефти 9 - 10 % (масс.) на выходе из такого аппарата содержание воды составляет не более 0,3%[обычно 0,1 - 0,25 % (масс.)]. Размеры аппарата: диаметр - 2,4 м, длина - 7,6 м.

Технологический режим глубокого обезвоживания и обессоливания нефти на ЭЛОУ зависит от конкретной нефти. Если нефть содержит большое количество органических кислот, то нефть (после ЭЛОУ или на ее последнюю ступень) подают раствор щелочи обычно в количестве 1 - 5 г/т (из расчета обеспечения рН 5,5 - 7,0).

Важным элементом технологии установок ЭЛОУ является промывная вода. Для того чтобы сократить или свести до нуля использование пресной воды из внешних источников (водопровода, реки), в качестве свежей воды на ЭЛОУ подают технологические конденсаты водяного пара, образующиеся на установке перегонки нефти, в состав которой входит блок ЭЛОУ, а также конденсаты с других технологических установок (каталитического крекинга, гидроочистки и др.). Конденсат с установки перегонки нефти используют обычно без специальной обработки, конденсаты с других установок часто содержат сульфиды и гидросульфиды аммония, которые при нагревании распадаются на сероводород и аммиак. Такие конденсаты перед подачей на ЭЛОУ продувают водяным паром для отдувки сероводоода и аммиака.

В процессе эксплуатации блоков ЭЛОУ обычно контролируют следующие показатели:

температуру и давление в электродегидраторах; содержание воды и хлоридов на выходе и входе блока ЭЛОУ;

содержание хлоридов в свежей воде (в том числе технологическом конденсате) и воде, сбрасываемой в промышленную канализацию с ЭЛОУ;

содержание нефтепродукта в дренажной воде; содержание деэмульгатора в дренажной воде.

Принципы простой перегонки нефти Под простой перегонкой нефти понимают процесс одноили

многократного испарения нефти с конденсацией образующейся паровой фазы без ее обогащения.

В простейшем случае нефть нагревают в нагревателе (печь или другой тип подогревателя) до определенной температуры (например, t1), и при отсутствии перепада давления между нагревателем и испарителем она с той же температурой поступает в испаритель. При определенном давлении РА (атмосферное или несколько выше) в последнем однократно испаряются легкие фракции нефти (паровая фаза), которые конденсируют и поступают в сборник 4 конденсата паровой фазы II. Жидкая фаза отбирается снизу испарителя и также охлаждается.

Графически кривые ИТК нефти и ИТК паровой и жидкой фаз при температуре t1 и давлении РА. Если этот процесс провести при более высокой температуре t2 >t1,то кривые ИТК паровой и жидкой фаз будут иметь иной вид: утяжеляется по концу кипения и по началу кипения.

Выход паровой фазы (доля отгона) зависит как от состава исходной нефти, так и от режимных параметров процесса (t и Р). При давлениях, близких к атмосферному (0,1 - 0,3 Мпа), перегонку называют атмосферной, и из нефти при ее нагреве перед испарителем до 330 - 350 °C может быть отобрана паровая фаза, выкипающая по ИТК до 360 - 400 °C.

При однократном испарении таких сложных смесей, как нефть, на границе раздела паровой и жидкой фаз достигается наименьшая четкость разделения углеводородов между фазами, и часть их распределяется как в той, так и в другой фазах.

Температура конца кипения по ИТК паровой фазы выше, чем температура начала кипения по ИТК жидкой фазы. Соответствующие разности температур Δt1 = tк.к.п1 - tн.к.ж1 и Δt2 = tк.к.п2 - tн.к.ж2 представляют температурный интервал распределенный между фазами компонентов, называемый иногда «налеганием» температур. Чем меньше это налегание, тем четче разделение фаз. В идеальном случае, когда Δt=0, четкость разделения абсолютная, т.е. распределенных углеводородов между фазами нет. Максимальное налегание наблюдается при однократном испарении, когда нет обогащения целевым компонентом ни паровой, ни жидкой фаз.

Налегание температур (Δt) зависит также от того, каким методом определяется фракционный состав смежных продуктов. Чем выше разрешающая способность метода определения этого состава, тем ближе к истинному будет значение Δt.

На практике для удобства пользуются оценкой налегания на основе стандартного состава по ГОСТ 2177 - 87. Разрешающая способность этого метода наименьшая, однако, метод общепринят и стандартизован, и это позволяет оценить налегание температур в сопоставимых значениях.

Однако в этом случае значение Δt могут быть и отрицательными за счет того, что стандартный метод определения фракционного состава не позволяет фиксировать близкими к истинным температуры конца и начала кипения.

Наиболее типичным вариантом простой перегонки нефти следует считать изображенный на рис. 6б, когда между нагревателем и зоной испарения имеется гидравлическое сопротивление (на рисунке показано в виде дроссельного клапана). В этом случае температура в испарителе всегда будет ниже, чем после нагревателя, так как при снижении давления между нагревателем и испарителем поток нефти поток нефти будет испаряться без подвода тепла извне, но при неизменной энтальпии. Основные положения, описанные для варианта а, сохраняются и в этом варианте, но при

температуре и давлении в испарителе, отличных от тех же параметров нагревателе.

Если нефть очень тяжелая по составу или перегонке подвергается мазут (тяжелый остаток нефти выше 350 °C), то перегонка возможна двумя путями: повышением температуры при том же давлении в испарителе или при той же температуре нагрева, но при пониженном давлении в испарителе.

Первый из этих путей неприемлем потому, что при повышении температуры нагрева нефти (мазута) выше 350-370 °C начинается термическая деструкция тяжелых углеводородов, т.е. химические их превращения. Поэтому приемлем и широко используется в нефтепереработке другой путь - перегонка при пониженном давлении (рис. 6в), которое создается вакуумным насосом, откачивающим из системы неконденсируемые (воздух и легкие углеводороды) газы (Г). Обычно создается остаточное давление порядка 1,5 - 10,0 кПа, в этом случае при температуре нагрева 380 - 400 °C может быть отогнано, например, от мазута до 60% паровой фазы с концом кипения ее до 550 - 560 °C ( в пересчете на атмосферное давление). Остаток такой перегонки (Ж) - гудрон - не может быть подвержен дальнейшей перегонке без разложения.

Эффект, подобный понижению давления в испарителе, может оказать ввод в него какого-либо низкомолекулярного инертного газа, в качестве которого часто используют перегретый водяной пар, конденсат которого легко отделяется от сконденсированных нефтяных паров.

В соответствии с законом Дальтона парциальное давление нефтяных паров (рнп) связано с общим давлением в испарителе (Ро) следующим отношением:

рнп = Ро / {1 + Z/18*Мнп/Gнп}

где Z - количество поступающего в систему водяного пара, кг/ч; Gнп - количество образующихся в системе нефтяных паров, кг/ч; Мнп - средняя мольная масса нефтяных паров.

Из этого соотношения следует, что чем больше подается водяного пара в систему, тем ниже рнп, а это снижение при определенной температуре в испарителе стимулирует дополнительное испарение легких компонентов от жидкой фазы.

Все рассмотренные варианты перегонки касались случая разделения нефти на две фракции - легкую и остаток. В действительности же при первичной перегонке нефть разделяют одновременно на 3 и более фракций, используя многоступенчатую перегонку или конденсацию.

По варианту ступенчатого нагрева а нефть нагревают вначале до температуры t1 (например, 120 °C), отделяют образовавшуюся легкую паровую фазу, а жидкую снова нагревают. Температура нагрева на второй ступени выше (например, t2 = 160 °C), и из нефти выделяются среднекипящие углеводороды. Образовавшуюся среднюю паровую фазу также отделяют. Жидкую фазу после второй ступени нагревают до температуры t3 (например, до 300 - 330 °C ) и испарившиеся при этом еще более тяжелые углеводороды в виде тяжелой паровой фазы также выводят на конденсацию.

Таким же путем можно продолжить перегонку остатка третьей ступени, но при пониженном давлении.

По второму варианту нефть нагревают однократно, но до высокой температуры t'3, близкой к температуре t3 (например, до 330 - 350 °C). В состав паров фазы, отделяемой при этом в первом испарителе, входят почти все углеводороды, определяющие состав паровых фаз по варианту а. Остаток перегонки выводится при этом из первого испарителя, а широкая фракция паров из него проходит две ступени парциальной конденсации, на которых конденсируются и выводятся фракции, а легкая фракция из последнего испарителя конденсируется полностью.

На установках промышленной дистилляции нефти наибольшее распространение получила именно эта схема последовательной конденсации. Кривые ИТК получаемых при этом фракций, а также остатка.

Перегонка нефти с ректификацией (дистилляция)

Задачей первичной перегонки нефти является не только разделение ее на фракции, но и обеспечение заданных свойств этих фракций (по фракционному составу и другим физико-химическим свойствам). Поэтому простая перегонка нефти на фракции в однократно-ступенчатом виде практически не применяется, а является лишь исходным элементом технологии.

Для того чтобы при перегонке получить фракции нефти с определенными параметрами (по интервалу выкипания, плотности, температуре вспышке и др.), паровая и жидкая фазы после однократного испарения должны быть подвергнуты концентрированию по низкокипящим целевым углеводородам и высококипящим углеводородам. Эта цель достигается ректификацией паровой и жидкой фаз. Сущность процесса ректификации состоит в многократном контактировании встречных потоков паров и жидкости, каждый акт контакта которых сопровождается парциальной конденсацией паров и парциальным испарением жидкости, при этом пары обогащаются более низкокипящими компонентами, а жидкость - более высококипящими.

При этом отогнанные от жидкости легкокипящие компоненты По поступают на конденсацию в укрепляющую часть 3, а сконденсированные в последней высококипящие компоненты в виде жидкого потока (флегмы) поступают в отгонную часть.

В укрепляющей части 3 поток паров (П + По), поднимаясь вверх по колонне, проходит каскад контактных устройств (тарелок), на которых встречается со стекающей вниз по ним жидкостью, поступающей на верхнюю тарелку в виде орошения Ор. Такой многократный встречный контакт обогащает пары легкими фракциями, а жидкость - более тяжелыми, так как в каждом таком контакте наиболее высококипящие углеводороды конденсируются из паров в жидкость, а из последней за счет тепла

конденсации испаряются наиболее низкокипящие углеводороды и переходят в поток парок. Обогащенный поток паров сверху колонны направляется в конденсатор, после чего продукт конденсации собирается в приемник, из которого отбирается легкий дистиллят (ректификат) - Д, а часть его возвращается в колонну на орошение (Ор).

Наиболее легкие углеводороды, несконденсированные в конденсаторе, отбираются из приемника в виде углеводородного газа (УГ).

Вотгонной части, куда поступает жидкая фаза из испарителя Ж и жидкий поток флегмы Жу из укрепляющей части этот жидкий поток (Ж + Жу) также проходит каскад тарелок, где встречается с поднимающимися кверху потоком паров. Последний создается под нижней тарелкой либо за счет ввода перегретого водяного пара, либо за счет дополнительного подвода тепла и испарения части остатка R. На тарелках отгонной части, также за счет многократности контакта, в паровом потоке концентрируются более легкокипящие компоненты (и затем потоком По направляются в укрепляющую часть), а в жидком потоке конденсируются более высококипящие компоненты и выводятся снизу колонны остатком R.

Вдействительности зону испарения нефти 2 не выносят из колонны, а совмещают ее с колонной, образуя между нижней тарелкой укрепляющей части и верхней тарелкой отгонной части зону испарения, называемую также эвапорационным пространством.

Качественная картина изменения фракционного состава по ИТК основных потоков. На выходе из испарителя (простая перегонка, т.е. однократное испарение) кривые ИТК паровой и жидкой фаз имеют большое налегание температур Δt'. За счет ректификации этих фаз (т.е. их концентрации по целевым компонентам) кривые ИТК ректификата Д и остатка R имеют значительно меньшую область налегания Δt, т.е. четкость разделения этих фракций значительно выше и соответственно будут другими физико-химические показатели качества и (вязкость, температура вспышки, плотность и т.д.).

Для ректификационного разделения нефти на несколько фракций должно быть использовано несколько ректификационных колонн, по принципу действия аналогичных описаний.

По варианту а, так же как и в простейшем случае, ректификационные колонны работают последовательно по остатку: перед каждой колонной сырье нагревается, а сверху колонн получают соответствующий ректификат,

вданном случае - бензин (Б), керосин (К) , дизельное топливо (ДТ). Остаток дистилляции - мазут (М) выводится в этом случае снизу последней по ходу технологии колонны.

Вариант представляет собой развитие простой перегонки за счет многоступенчатой ректификации паровой фаза нефти, однократно нагретой в печи перед первой колонной (вначале в теплообменниках, а затем в печи). В этом случае в первой колонне К-1 ректификатом является сумма всех дистиллятов, которые отделяются от нефти (Б + К + ДТ), а остатком - мазут. Во второй колонне К-2 остатком получают наиболее тяжелый дистиллят (дизельное топливо), а сверху ректификатом является сумма двух остальных дистиллятов (бензин и керосин). В третьей колонне К-3 происходит ректификационное разделение этих паров на бензин (сверху колонны) и керосин - снизу. Ректификаты первых двух колонн проходят парциальные конденсаторы, в которых конденсируемые тяжелые фракции возвращаются в колонну как орошение. Пары сверху третьей колонны конденсируются полностью, и часть сконденсированного бензина возвращается на орошение.

Развитием варианта является ректификация нефти на несколько фракций в одной сложной колонне.

Такое устройство позволяет значительно упростить схему разделения и иметь всего одну колонну вместо трех самостоятельных. Поток паров нефти

вэтом случае проходит от эвапорационного пространства до верха колонны, парциально конденсируясь за счет встречного потока орошения, перетекающего из одной укрепляющей части в другую.

Сконденсированный поток флегмы по переточным трубам поступает в