Классификация основных технологических процессов переработки нефти и газа

Абсорбционные методы по характеру используемого абсорбента делят на методы химической сорбции (хемосорбции), физической абсорбции, комбинированные и окислительные.

Хемосорбционные процессы основаны на химическом взаимодействии H2S и СО2 с активным компонентом абсорбента, в качестве которого в этих процессах применяют амины (моно-, ди- и триэтаноламины, диизопропаноламин) и щелочи.

Абсорбционные процессы, основанные на физическом растворении извлекаемых компонентов в абсорбенте, в качестве абсорбента используют N-метилпирролидон, гликоли (ди- и триэтиленгликоли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и др.

Комбинированные процессы используют обычно смешанные поглотители (хемосорбенты и абсорбенты). Одним из широко распространенных сейчас таких процессов является процесс ’’Сульфинол” в котором в качестве поглотителей применяют сульфолан и диизопропаноламин.

Окислительные процессы основаны на необратимом превращении поглощаемого сорбентом сероводорода в элементную серу. Сорбент в этом случае содержит катализатор окисления и представляет собой водно-щелочной раствор катализатора, в качестве которого, например, используют комплексное соединение хлорида железа с динатриевой солью этилендиамин- тетрауксусной кислоты (триалон Б) или горячий раствор мышьяковых солей щелочных металлов.

ГЛУБОКАЯ ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Наличие паров  воды в углеводородных газах связано  с контактом газа и воды в пластовых условиях, а также с условиями их последующей обработки (сепарации, очистки от примесей и др.).

Обычно тяжелые  углеводородные газы при тех же условиях содержат паров воды меньше, чем легкие. Наличие в газе H₂S и СО₂ увеличивает содержание паров воды, а наличие азота - уменьшает.

Влагосодержание газа - это количество паров воды (в г/м³) в состоянии их насыщения при данных температуре и давлении.

Абсолютной влажностью газа называют фактическое содержание паров воды (в г/м³ газа), а отношение абсолютной влажности к влагосодержанию называют относительной влажностью.

Осушка газа - это удаление из него влаги, т. е. снижение абсолютной (и относительной) влажности. Обычно качество осушки (глубину осушки) оценивают точкой росы, т. е. температурой при данном давлении, при которой пары воды приходят в состояние насыщения. Чем глубже осушка, тем ниже точка росы, которая обычно составляет, в зависимости от последующего назначения газа, от минус 20 до минус 70 °С.

Присутствие в газе влаги  нежелательно (а иногда опасно) для  процесса его транспортировки, поскольку  влага может выпадать в чистом виде или в виде гидратов с углеводородами, приводя к осложнениям в работе систем транспортного устройства. Нежелательна влага в газе, если последующая его переработка ведется при низких температурах, при этом точка его росы должна быть ниже температур технологической переработки газа.

Достигаемая точка росы газа зависит от способов его осушки - прямым охлаждением, абсорбцией, адсорбцией или комбинированием этих способов.

ИЗВЛЕЧЕНИЕ  ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ГАЗА

В составе природных газов присутствуют углеводороды от метана до пентана, причем если метан и частично этан - это целевые составляющие газа, используемого в быту и в промышленности как газовое топливо, то пропан, бутаны и пентаны в газовом топливе нежелательны, хотя сами они являются ценными соединениями и могут быть использованы для других нужд. Поэтому до подачи природного газа в транспортные магистральные сети из него должны быть удалены углеводороды от этана (частично) до пентанов включительно (называемые в данном случае тяжелыми). Извлеченная сумма тяжелых углеводородов С₂ - С₅ называется обычно газовым бензином и направляется на установки ЦГФУ для разделения на отдельные углеводороды и стабильный бензин.

К основным технологическим  методам извлечения тяжелых углеводородов  из газа относятся: низкотемпературная сепарация (НТС), низкотемпературная конденсация (НТК) и масляная абсорбция при высоком (до 14 МПа) давлении и низкой температуре.

В значительно  меньшем объеме применяют для  этой же цели адсорбцию.

 

Глава 3 Переработка нефти

ПОДГОТОВКА  НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ

Нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит отделение от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею - попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

На стадии промысловой  подготовки нефти от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси.

Попутный газ (ПГ₁) отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно.

Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти (ПГ₂).

Механические  примеси из нефти также извлекают  за счет отстоя в соответствующих сепараторах на промысле.

Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках  промысла (ПВ]), а диспергированная ее часть (эмульсия “вода в нефти”) разделяется в специальных аппаратах - электродегидраторах - в два приема: сначала на промысле (ПВ₂), а оставшаяся часть воды [около 0,5 - 1,0%(мас.) от нефти] доизвлекается на нефтеперерабатывающем заводе (ПВ₃). По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl₂, CaCl₂, NaCl и др.), растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100 °С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:

В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мл/л нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40 - 3600 мг/л (см. с 49) при остаточном содержании воды 0,2 - 1,0%(мас.) Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2%(мас.).

Вода и нефть, как известно, взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании  образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию “вода в нефти”), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды. Для отделения оставшейся в нефти эмульгированной воды (Э_пв на рис. 7.1) используют специальные методы разрушения водонефтяных эмульсий.

Все существующие методы подразделяют на три группы - механические, термохимические и электротермохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения w_Q.

Механические  методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости (100 - 150 м³), где нефть пребывает в течение 1 - 2 ч при температуре 120 - 140 °С (воздействие только на у_н и r₁) и давлении до 1,5 МПа.

Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется, но он входит как обязательный элемент во все термохимические и электротермохимические методы.

Термохимический метод сочетает ввод в систему химического вещества (деэмульгатора), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 100 °С) и ускорения укрупнения капель (увеличение d_K) за счет ослабления защитных оболочек и облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.

Деэмульгатор вводят (рис. 7.3) в поток нефти в специальном  смесителе, в небольших количествах (5-50 г/т нефти). Обладая хорошими поверхностно-активными  свойствами, деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг капель воды сольватные оболочки эмульгаторов.

Электротермохимический  метод сочетает описанный выше термохимический метод с интенсивным осаждением частиц воды в сильном электрическом поле и с интенсивной водной промывкой нефти. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды [до 0,1% (мае.)] и минеральных солей (до 3 - 5 г/т).

ТЕХНОЛОГИЯ  ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ  НЕФТИ

Современная электрообессоливающая  установка (ЭЛОУ) может быть как автономной, так и блоком в комплексе с  установкой дистилляции нефти. Последний  вариант является наиболее распространенным и показан на рис. 5.

Рис. 5 Схема  современной ЭЛОУ:

1-4 – насосы; 5, 6 – электродегидраторы; 7, 8 – промежуточные  емкости-отстойники; 9 – смесительные  устройства; 10 – регулирующие клапаны; 11, 12 – теплообменники; 13 – дозатор; I, II – сырая и обезвоженная нефть; III – свежая пресная вода; IV – дренажная соленая вода; V – раствор деэмульгатора

Сырьевым насосом I нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников II, где за счет тепла дистиллятов, получаемых из нефти, нагревается до 130 - 140 °С и под давлением 1,4 - 1,5 МПа через смесительный клапан 9 входит через маточник в электродегидратор первой ступени 5. Перед смесительным клапаном в поток нефти подаются деэмульгатор и промывная вода, рециркулирующая со второй ступени B_ц2-1 и на первой ступени В_Ц2. Оба этих потока воды в заданном количестве подаются насосами 3 и 4 из емкостей отстойников 8 и 7.

Спуск воды из электродегидратора 5 осуществляется через регулирующий клапан 10 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть направляется также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени 6. На вход смесителя этой ступени подается насосом 2 свежая пресная вода и рециркулирующая вода этой ступени B_ц2

После второй ступени  обессоливания нефть проходит группу высокотемпературных теплообменников 12, где нагревается до 200 - 230 °С, и поступает в первую дистилляционную колонну.

Вместе с  водой в емкости 7 и 8 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 7 сбрасывается в промышленную канализацию и поступает на очистку.

 

Первичная перегонка нефти

Первичной перегонкой нефти  называют ее дистилляцию, при которой нефть разделяют на отдельные фракции без изменения природного состава.

Под простой перегонкой понимают процесс одно- или многократного испарения нефти с конденсацией образующейся паровой фазы без ее обогащения.

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 (см. рис. 8.3) 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 вспышки и др.), паровая и жидкая фазы после однократного испарения должны быть подвергнуты концентрированию по низкокипящим целевым углеводородам (П) и высококипящим углеводородам (Ж). Эта цель достигается ректификацией паровой и жидкой фаз. Сущность процесса 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.

Для ректификационного  разделения нефти на несколько фракций должно быть использовано несколько ректификационных колонн.

Установки первичной  перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (АТ) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ.

На современном  НПЗ установки АВТ являются головными  во всей технологической цепи переработки  нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). Вариант работы АВТ в значительной мере определяет профиль завода в целом - топливный, топливно-масляный или топливно-масляно-нефтехимический.

Под вариантом первичной перегонки нефти понимают ассортимент дистиллятов, который в дальнейшем обеспечит работу НПЗ по одному из указанных профилей.

ВТОРИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА, ОЧИСТКА И ОБЛАГОРАЖИВАНИЕ ДИСТИЛЛЯТОВ АВТ

Дистилляты, вырабатываемые из нефти на установках АВТ (кроме  топлива ТС-1 или осветительного керосина), подвергают обычно дальнейшей переработке. Она может заключаться  в их повторной (вторичной) перегонке  с целью разделения на более узкие фракции, очистке от вредных примесей или нежелательных групп углеводородов либо в облагораживании химического