Установка первичной переработки нефти Игровской нефти верейского горизонта

Федеральное государственное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

  «Астраханский государственный  технический университет»

 

 

Кафедра «Химической  технологии нефти и газа»

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 
по дисциплине «Первичная переработка  нефти и газа»

 на тему «Установка первичной переработки нефти Игровской нефти верейского горизонта»

 

 

 

 

 

 

 

 

     Выполнил:

                                                                                                               студент группы ДХТ- 42

              Шубин В.Е.

       Руководитель  проекта:

                                  к.т.н.  Лаврентьева Т.А.

 

 

 

Астрахань, 2011 
СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

Башкирия — одна  из богатейших   нефтяных  областей Советского Союза. На ее территории открыты десятки месторождений, имеющих промышленное значение, из которых такие, как Туймазинское, Шкаповское, Арланское обладают очень большими запасами нефти.

Нефтеносные районы Башкирии расположены в восточной части  Русской платформы, примыкающей  к Уральской складчатой системе. Основные месторождения размещены в платформенной части в пределах Татарского свода и его краевой части, расположенного на территории Татарии и захватывающего западные районы Башкирии (Туймазы, Серафимовка, Шкапово).

Нефти Башкирской АССР являются сернистыми и высокосернистыми, высокосмолистыми и сравнительно тяжелыми. Плотность их колеблется от 0,846 до 0,918, содержание силикагелевых смол — от 9 до 27%, а серы — от 1,44 до 4,53%.

Наиболее сернистыми являются нефти месторождений северо-западной части республики, содержание серы в которых превышает 3% и даже достигает 4,5%. Это месторождения «Большого Арлана» и группа месторождений в Чекмагушском районе (Чекмагушское, Карача-Елгинское, Щелкановское и другие). Характерным для нефтей Башкирии, кроме того, является высокое содержание металлов, причем в нефтях с большим содержанием серы наблюдается более высокое содержание металлов.

Потенциальное содержание бензиновых дистиллятов в нефтях изменяется от 14 до 30%. Менее богаты ими нефти северо-западных месторождений (14 —18%). Эти дистилляты низкооктановые — октановое число по моторному методу для бензинов большинства нефтей находится в пределах 39—45 пунктов. Только из некоторых нефтей получаются бензины с более высокими октановыми числами: бензин из кумертауской нефти имеет октановое число в чистом виде 52,3, из карачаелгинской — 49,5.

Товарные керосины можно  вырабатывать из некоторых нефтей (туймазинская, сергеевская, шкаповская). Из более  сернистых нефтей получаются керосины с высоким содержанием общей серы (0,4—1,5%), а из некоторых нефтей и с высоким содержанием меркаптановой серы (0,009 —0,036%).

Для производства дизельного топлива типа «летнего» с содержанием  общей серы не более 1% пригодна только туймазинская девонская нефть. При  неполном отборе  от потенциала товарное дизельное, топливо можно получить из сергеевской и шкаповской нефтей.

Из некоторых высокосернистых  нефтей возможно получение компонента дизельного топлива с содержанием серы не более 1%, но при условии существенного   облегчения фракционного состава.

Выход таких облегченных дистиллятов  зависит от содержания общей серы в нефти и колеблется от 6 до 13%.

В дистиллятах дизельного топлива  преобладают парафиновые углеводороды, что обусловливает их высокие  цетановые числа — от 45 до 55.

Из нефтей Башкирии могут быть получены топочные мазуты различных марок. Однако в мазутах марки 200, полученных из воядинской, чекмагушской, девонской, волковской и кумертауской нефтей, содержание серы превышает норму  ГОСТ, а из шелкановской и карачаелгинской нефтей нельзя вырабатывать топочные мазуты стандартных качеств по содержанию серы, так как уже в сырых нефтях содержание серы выше, чем нормируется ГОСТ 10585—63 для топочных мазутов из высокосернистых нефтей.

История переработки нефти насчитывает около двух столетий. Первые сведения о перегонке нефти в кубе и её осветлении относятся к середине XVIII века. В 1745 г. в районе Ухты был построен первый куб для перегонки нейти. По своим масштабам это производство было ничтожным, но большинство историков рассматривают его как начальный момент в истории мировой и отечественной переработки нефти.

Задача первичной переработки  нефти – разделить отдельные  фракции без изменения их природного состава, она включает два этапа  технологии – глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, и собственно дистилляцию нефти на фракции. При этом получаемые дистилляты составляют три группы продуктов – светлые дистилляты (3-4 фракции, выкипающие в интервале от   25-30 ºС до  350 ºС), средние дистилляты (2-3 фракции, выкипающие от 350 ºС до 500-550 ºС) и остаток (гудрон), кипящий выше 500-550 ºС.

Процесс прямой перегонки  проводится в установках трубчатого типа, которые включают трубчатые  печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники.

Продуктами прямой перегонки  на установках АТ являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное  топливо и значительное количество остатка – мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных  масел и остатки – гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках АТ.

 

 

 
I. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

1.1 Основы  первичной перегонки нефти

 

Фракционным составом обычно называют зависимость количества выкипающего продукта от повышения температуры кипения. Такая зависимость имеет место для любых смесей разнокипящих веществ с определенной температурой кипения такой зависимости нет, так как вещество начинает кипеть и полностью выкипает при одной и той же температуре, называемой температурой кипения.

В основе всех методов  определения фракционного состава  нефти лежит дистилляция нефти  – тепловой процесс испарения  и конденсации углеводородов  нефти, в результате которого нефть разделяется на фракции с различными интервалами кипения. Такой процесс может быть реализован в двух вариантах – однократным испарением (ОИ)  и сочетанием ОИ с ректификацией.

Дистилляция однократным испарением присуща обеим из указанных вариантов, но как самостоятельный вариант используется для грубого (нечеткого) разделения нефти на фракции. Сущность её в том, что нефть нагревают до определенной температуры и при определенном давлении направляют в испарительную камеру, где образовавшиеся при нагреве нефти пары легких углеводородов отделяют от неиспарившихся тяжелых углеводородов. Оба  эти потока выводятся из испарительной камеры, конденсируются и охлаждаются.

Многократная  перегонка. Если в процессе ОИ нефть можно разделить на две фракции – паровую фазу и остаток, то многоступенчатой перегонкой нефть можно разделить на несколько дистиллятных фракций и остаток. Реализуется такая перегонка последовательной середой процессов однократного испарения или однократной конденсации. В первом случае нефть нагревают до температуры, обеспечивающей испарение легких фракций, и после ОИ при этой температуре паровую фазу конденсируют.  Остаток первой ступени ОИ далее снова нагревают до температуры, обеспечивающей испарение средних фракций и после отделения паровой фазы от жидкой, первую конденсируют и выводят как керосиновую фракцию. Остаток второй ступени ОИ далее нагревают до температуры, обеспечивающей испарение тяжелых фракций, и вновь процессом ОИ отделяют паровую фазу и ее конденсируют. Таким образом, получают три дистиллятные фракции нефти и остаток выше 350 °C – мазут. Четкость разделения этих фракций, как и при одноступенчатом ОИ – наименьшая. Такое же многоступенчатое разделение нефти можно осуществить другим путем – нагреть в печи до максимально возможной температуры, обеспечивающей испарение всех фракций кипящих до 350 °C – мазут. Паровую же фазу в этом случае подвергнуть двум ступеням однократной конденсации (ОК) – на второй ступени температура ОК поддерживается такой, чтобы из паровой фазы парциально сконденсировались дизельные фракции, а на третьей ступени ОК – керосиновые. Бензиновые фракции покинут третью ступень в паровой фазе и будут полностью сконденсированы вне третьей ступени. Именно такой вариант многоступенчатого разделения нефти по своему принципу лежит в основе современной технологии первичной перегонки нефти.

Перегонка с  ректификацией (дистилляция) – это процесс однократного испарения сочетающийся с концентрацией легколетучих компонентов в паровой фазе (дистилляте), а тяжелых компонентов – в жидкой фазе (остатке). Достигается это тем, что на пути поднимающихся кверху паров и стекающей вниз жидкой фазы устанавливаются каскад контактных устройств, на которых происходит массообмен между паровой и жидкой фазами. В итоге, паровая фаза обогащается легкокипящими компонентами, а жидкая фаза – тяжелыми компонентами. Схема ректификационного разделения нефти на две фракции – ректификат  и остаток осуществляется в простой ректификационной колонне и включает:

• Нагрев нефти в печи до определенной температуры;
• Однократное испарение нефти и отделение паровой фазы от жидкой;
• Ректификацию паровой фазы в укрепляющей части колонны;
• Ректификацию жидкой фазы нефти в отгонной части колонны.

Кроме нагрева нефти  в печи, остальные стадии осуществляются в одной колонне, где пространство между укрепляющей частью выполняет роль испарителя и называется питательной частью колонны. Если нефть надо разделить на более чем две фракции, то это реализуется в сложных колоннах, где отводимого сверху легкого ректификата сбоку в жидкой фазе через отпарные боковые колонны (стриппинги) выводят еще 2-3 дистиллята, а снизу колонны – остаток.

1.2 Факторы, определяющие выход и качество конечных дистиллятов

1.2.1 Температурный  режим ректификационный колонны

 

Температурный режим  является одним из основных параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками контроля являются температуры поступающего сырья и продуктов ректификации, покидающих ректификационную колонну. При расчете ректификации бинарных смесей температуру паров ректификата и жидкого остатка можно определить по изобарным температурным кривым.

При расчёте ректификационных колонн для разделения нефтей и нефтяных фракций температурный режим  определяют при помощи кривых однократного испарения (ОИ). Чем легче перегоняемая нефть, чем более пологая кривая ОИ и чем меньше давление в испарителе и заданная доля отгона, тем ниже температура нефти на входе в колонну. Как показала практика работы трубчатых установок, перегонка нефти при атмосферном давлении ведется при температурах на входе сырья в ректификационную колонну 320-360 ºС. Перегонка мазутов ведется в вакууме и при температуре на выходе из печи не выше 440 ºС. Температура нагрева мазута в печи лимитируется его возможным разложением и ухудшением качества получаемых масляных дистиллятов (вязкости, температуры вспышки, цвета и др.).

Температуру боковых  погонов определяют по нулевой точке  на ОИ для отбираемых дистиллятов  с учетом их парциального давления. В зависимости от фракционного состава  получаемых продуктов, давлении в ректификационной колонне и количества вводимого водяного пара температуры боковых погонов из колонны примерно следующие: лигройного дистиллята 105-135 ºС, керосинового 165-225 ºС, дизельного 210-265 ºС. В вакуумных колоннах эти температуры составляют: для солярового дистиллята 220-265 ºС, веретенного 245-270 ºС, машинного 270-290 ºС, лёгкого цилиндрового 290-320 ºС, тяжёлого цилиндрового 320-360 ºС.

Температура нефтяных паров  зависит также от давления в колонне  и расхода водяного пара. Её определяют по 100%-ной точке на кривой ОИ с учетом парциального давления смеси этих паров с водяным паром. В отсутствии водяного пара при атмосферном давлении эта температура приближенно равна температуре 75% отгона по кривой ОИ для данного продукта.

Температура остатка  для колонн, работающих с вводом водяного пара, примерно на 20-40 ºС ниже температуры в питательной секции колонны.

 

1.2.2 Давление в колонне и расход водяного пара

 

Давление в колонне  поддерживают ниже или выше атмосферного, если необходимо соответственно понизить или повысить температуры отбираемых из колонны продуктов.

Так, перегонку мазута осуществляют в колоннах при глубоком вакууме, что позволяет проводить  ректификацию при сравнительно невысоких  температурах и избежать значительного термического разложения продуктов, которое было бы при атмосферном давлении и температурах выше 500 ºС.

С другой стороны, повышение  давления позволяет осуществлять ректификацию низкомолекулярных углеводородов, например пропана и бутанов, при  температурах вверху колонны 45-55 ºС, когда конденсация паров обеспечивается водой, а не специальными хладагентами, как при атмосферном давлении. Необходимо иметь ввиду, что повышение давления в колонне позволяет повысить удельную производительность колонны по парам.

Таким образом, выбор  давления для процесса ректификации требует в каждом конкретном случае соответствующего обоснования.

Давление в различных  сечениях данной колонны зависит  также от величины гидравлических сопротивлений, возникающих при прохождении  паров через тарелки, т.е. от конструкции тарелок, гидравлического затвора и удельного расхода жидкости.

Из опыта работы следует, что в среднем перепад давления на одну тарелку составляет: в атмосферных  колоннах 5-10, а в вакуумных 1,5-3 мм рт.ст.

Действие водяного пара аналогично действию вакуума, такт как по закону Дальтона водяной пар понижает парциальное давление нефтяных паров и позволяет жидкому нефтепродукту испаряться при более низкой температуре.