Процессы первичной переработки нефти (стр. 3 из 3)
Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2 % мае), бензиновых фракций (до 20-30 % мае.) и фракций до 350 °С (50-60 % мае.) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% мае бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.
Применение отбензинивающей колонны позволяет также, снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить, печь от легких фракции, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.
Недостатками двухколонной AT более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т.д.
При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций (головной (н.к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С)) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н.к. 85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.
Нефть и особенно ее высококипящие фракции, и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, то есть приблизительно 350-360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. ~В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева.
В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой, температуры нагрева сырья, возможно, использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов - перегонку под вакуумом. Например, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны 100 и 20 мм рт. ст. (133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600 °С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной, а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки, то есть с отбором фракций до гудрона, должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций я в остатке гудрона.
При переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей - установки по депарафинизации фракций, особенно керосино-газойлевых.
5.Мощность и материальный баланс
Пользуясь, кривой истинных температур кипения (ИТК) сырья, устанавливают выходы продуктов перегонки в процентах на сырье исходя из выбранных пределов выкипания фракций. На рисунке 3 представлен пример установления выходов фракций и их показатели качества. После этого составляется материальный баланс установки в виде таблицы 2 [1].
М - молекулярная масса; t - температура кипения (индексы нк - начало кипения, кк - конец кипения);
- плотность; Xj~ массовая доля i -го компонентаРисунок 3 — Кривые разгонки нефти
В показатели выхода, определенные по ИТК, вносится поправка на реальный отбор от потенциала. Для газов C1 - С4 он составляет 0,98; фракции н.к. -62 °С — 1,05; фракции 62-180 °С — 0,98-0,99; керосиновой фракции — 0,97; дизельной фракции — 0,95; вакуумных дистиллятов — 0,8. Величины, выраженные в т/год, т/сут, кг/ч, подсчитываются из заданной годовой мощности установки, исходя из числа рабочих суток в году. Время, отводимое на ремонт оборудования, можно принимать в пределах 20-25 суток в год, тогда число рабочих дней в году составит 340-345.
Мощность установок ATи АВТ может составлять от 2 до 12 млн.т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т.д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже.
Таблица 2 - Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) нефтей.
| Сырьё, продукты | I | II |
| Поступило, % | ||
| Нефть | 100,1 | 100,1 |
| В том числе вода и соли | 0,1 | 0,1 |
| Получено | ||
| Сжиженный углеводородный газ | 1,0 | 1.1 |
| Бензиновая фракция (н.к.-140°С) | 12,2 | 18,5 |
| Керосиновая фракция(140-240°С) | 16,3 | 18,9 |
| Дизельная фракция (240-3 5 0°С) | 17,0 | 20,3 |
| Вакуумный дистиллят(350-500°С) | 23,4 | 23,1 |
| Гудрон (выше 500°С) | 29,2 | 18,2 |
| Отходы и потери | 1,0 | 1,0 |
6. Технико-экономические показатели
Приводятся показатели из расчета на 1 тонну ромашкинской нефти.
Таблица 3 - Технико-экономические показатели ромашкинской нефти
| Показатели | Установка AT | Установка АВТ |
| Пар водяной, ГДж (Гкал) | 0,08(0,019) | 0,143(0,034) |
| Вода оборотная, мЗ | 1,8 | 3,3 |
| Электроэнергия, кВт-ч | 5,3 | 6,5 |
| Топливо, кг. | 20,0 | 26,7 |
| Деэмульгатор неионогенный, кг. | 0,03 | 0,03 |
| Ингибитор коррозии, кг. | 0,001 | 0,001 |
Большие экономические преимущества достигаются при строительстве комбинированных установок первичной перегонки нефти, включающей ряд технологически и энергетически связанных процессов её подготовки и переработки. Такими процессами - являются электрообезвоживание, электрообессоливание, атмосферная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, стабилизация легких бензинов, абсорбция газов, выщелачивание компонентов светлых продуктов, вторичная перегонка бензиновых фракций и др. Иногда процессы первичной перегонки комбинируют с вторичными процессами - каталитического крекинга, коксования и др. При комбинировании процессов на нефтеперерабатывающих заводах достигается компактное размещение объектов основного производства, уменьшается количество технологических и энергетических коммуникаций, сокращается объём энергетического, общезаводского хозяйства, уменьшается число обслуживающего персонала. На комбинированных установках удельные расходы энергии, металла, капитальных вложений по сравнению с предприятиями с индивидуальными технологическими установками намного меньше.
Библиографический список
1. Жирнов, Б. С. Первичная переработка нефти: учебное пособие / Б. С. Жирнов, Н. Г. Евдокимова. – Уфа, 2005. – 167 с.
2. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела: учебник / А. А. Коршпак, А. М. Шаммазов. – Уфа, 201. – 544 с.
3. Соколов, В. А. Нефть / В. А. Соколов. – М., 1970. – 384 с.