Установка первичной переработки нефти Игровской нефти верейского горизонта

Смесительные теплообменники. Смесительные теплообменники являются высокоинтенсивными аппаратами, так как в них теплообмен происходит при непосредственном соприкосновении теплоносителей, т.е. в смесительных теплообменниках отсутствует термическое сопротивление стенки. Эти теплообменники применяют в тех случаях, когда допустимо смешение теплоносителей или когда это смешение определяется технологическими условиями. Очень важно обеспечить возможно большую поверхность контакта воды и воздуха. С этой целью применяют специальные оросители, брызгалки, капельницы, а также разветвленные поверхности, по которым вода стекает тонкой пленкой. Движение воздуха может быть естественным и принудительным. В первом случае башни градирен делают высокими (до 100 м), чтобы обеспечить достаточный напор воздуха (тягу). Во втором случае движение воздуха обеспечивается вентиляторами, благодаря чему высота башен сокращается, а процесс охлаждения воды интенсифицируется.

1.3.3 Холодильники

 

Конечная температура охлаждения продуктов, выводимых с установки в резервуары или на другие установки, зависит от фракционного состава этих продуктов, их вязкости при сравнительно низких температурах и температуры самовоспламенения. По действующим на НПЗ технологическим нормам продукты рекомендуется охлаждать до следующих температур, °С:

Бензины………………………………….35-40

Керосины и дизельные  топлива………..50-60

Масляные дистилляты………………….60-70

Мазуты и гудроны………………………90

При таких температурах обеспечиваются противопожарная безопасность хранения продуктов, минимальные потери от испарения и их транспортабельность по трубопроводам. Охлаждение нефтепродуктов до конечных температур проводят в холодильниках, а парообразных продуктов, выходящих с верха ректификационных колонн – конденсаторах-холодильниках и затем, в случае необходимости – в концевых холодильниках.

Подвод тепла в низ  ректификационных колонн в ряду случаев, например, на блоках стабилизации и  вторичной перегонки бензинов, осуществляют при помощи испарителей (рибойлеров), обогреваемых водяным паром или  горячими нефтепродуктами.

 

1.3 Первичная стабилизация и очистка дистиллятов и применяемые реагенты

Дистилляты, вырабатываемые из нефти на установках АВТ, подвергают обычно дальнейшей переработке. Она  может заключаться в их повторной  перегонке с целью разделения на более узкие фракции, очистке от  вредных примесей или нежелательных групп углеводородов либо в облагораживании химического состава с целью придания дистиллятам определенных свойств или получения новых, отличных по химическому составу нефтепродуктов.

Стабилизацию бензина  проводят непосредственно на АВТ. Ректификационная колонна стабилизации бензина имеет небольшой диаметр (1,2-1,6 м), причем та часть колонны, которая расположена над вводом сырья, имеет иногда диаметр меньше, чем отгонная часть, так как количество паровой фазы значительно меньше, чем жидкой. Число тарелок в такой колонне – 35-40. Нестабильный бензин до поступления в колонну нагревают в теплообменниках до 80-85 ºС. При давлении в колонне 0,6-0,7 МПа температура паров наверху – около 60 ºС, а внизу – 130-140 ºС. Тепло внизу колонны подводится через ребойлер, где в качестве теплоносителя используют водяной пар или один из горячих потоков АВТ (циркуляционное орошение атмосферной колонны).

Верхним продуктом является в этой колонне газовая головка  бензина – углеводороды С₁-С₄ в количестве 3,5-4 % (мас.) от исходного нестабильного бензина, причем небольшую часть этой головки отбирают в виде несконденсированного сухого газа С₁-С₂, а остальную – в виде сжиженного газа С₃-С₄ с небольшой примесью пентанов.

Остаточным продуктом  колонны стабилизации является стабильный бензин, в котором отсутствуют углеводороды С₁-С₃ и сведено к минимуму содержание бутанов.

Очистка прямогонных  нефтяных дистиллятов раствором  щёлочи позволяет удалить из них  кислые органические соединения (нафтеновые кислоты, фенолы), лёгкие сернистые соединения (сероводород, низшие меркаптаны), а также остатки серной кислоты, если перед этим дистиллят подвергался кислотной очистке.

Щелочной очистке подвергают обычно сжиженные нефтяные газы (пропан-бутан-пентан) и светлые дистилляты (бензины, керосины и дизельные топлива).

Процесс щелочной очистки  технологически очень прост, но обладает двумя существенными недостатками: достигаемая глубина очистки  обычно невелика, и в процессе образуется загрязненный щёлочью водный сток, очистка которого представляет непростую задачу.

Очистка нефтепродуктов серной кислотой обычно используется для того, чтобы удалить из них  определенное количество ароматических  углеводородов и довести их содержание до норм, регламентированных стандартами  на товарный нефтепродукт. К таким  нефтепродуктам, в которых ограничивается содержание ароматических углеводородов, относятся осветительные керосины, бензины-растворители и жидкий парафин.

Осушку нефтепродуктов от влаги осуществляют методами естественного  или интенсифицированного отстоя. В первом случае отстой производится в резервуарах готовой продукции, куда поступает соответствующий дистиллят с АВТ. Большая вместимость этих резервуаров и длительное время нахождения нефтепродукта в них до отгрузки позволяют каплям эмульгированной воды осесть на дно резервуара, откуда она периодически дренируется в системы очистки сточных вод. При интенсифицированном отстое используют специальные аппараты – электроразделители, в которых, так же как и в электрогидраторах ЭЛОУ, имеются высоковольтные электроды, между которыми проходит обводненный нефтепродукт. В поле высокого напряжения происходит интенсивная коалесценция капель воды и их быстрое оседание на дно аппарата. Осушка при этом достаточно глубокая – содержание остаточной влаги составляет 0,05-0,1 % (мас.), то есть близко к растворимости. Это позволяет практически исключить попадание воды в товарные резервуары и предохранить их от коррозии.

Глубина осушки, достигаемая  даже при почти полном отделении  взвешенной в нефтепродукте влаги, часто оказывается недостаточной, и требуется удаление значительной части растворенной влаги, что определяется вредным влиянием влаги при последующих технологических переработках нефтепродуктов. В таких случаях для глубокой осушки жидких углеводородных продуктов используют адсорбцию влаги цеолитами или удаляют её при гидроочистке. 

Наиболее универсальным, эффективным и экологически предпочтительным процессом очистки нефтепродуктов от вредных примесей является гидроочистка – процесс селективного гидрогенолиза гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и металлов.

Гидроочистке может подвергаться любой дистиллят, выделяемый из нефти.

Глубина очистки зависит от исходного  содержания примесей в сырье и  режима очистки. Так, бензин с начальным  содержанием серы 0,05-0,1 % (мас.) очищается до содержания её порядка 0,0001 % (мас.), дизельное топливо – 0,8-1,4 до 0,15-0,2 % (мас.), а вакуумный газойль – от 1,2-1,8 до 0,2-0,4 % (мас.).

Сера и кислородосодержащие  соединения при гидроочистке удаляются  с наибольшей глубиной (80-99%), азотосодержащие – с несколько меньшей (70-90%), а металлы – всего на 30-40 %.

 

II. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ И КОНЕЧНЫХ ПРОДУКТОВ

 

При выборе варианта переработки  и технологической схемы мы руководствовались справочными данными. Основной характеристикой сырья – Игровской нефти верейского горизонта – используемой при дальнейших расчетах является её состав по ИТК, а также плотность, молекулярная масса и ряд других параметров, приведенных в таблицах 1- 14.

Таблица 1 – Физико-химические свойства Игровской нефти

Нефть	№ скважины	ρ	М	ν , сСт	ν , сСт	Температура застывания, °С
						с обработкой	без обработки
Игровская	30а	0,8605	230	9,70	4,50	-41	-22

Температура вспышки в закрытом тигле, °С	Давление насыщенных паров, мм рт. ст.		Содержание, %					Коксуемость, %	Выход фракций, вес. %
	при 38 °С	при 50 °С	серы	азота	смол сернокислотных	Смол селикагелевых	Асфальтенов		до 200 °С	до 300°С
-17	351	501	1,76	0,19	30	13,4	2,31	4,40	26,5	53,7

 

Продолжение Таблицы 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 – Разгонка Игровской нефти по ГОСТ 2177-66

 

н.к., °С	Отгоняется (в %) до температуры, °С
	120	140	150	160	180	200	220	240	250	280	300
58	17	23	25	27	34	37	41	46	49	55	60

 

 

Таблица 3 – Состав газов до С_4, растворенных в нефтях и низкокипящих углеводородов (до С₅)

 

Фракция	Выход на нефть, %	Содержание  индивидуальных углеводородов
		СН4	С2Н6	С3Н8	изо-С4Н10	н-С4Н10	изо-С5Н12	н-С5Н12
До С4	2,16	-	1,4	16,5	20,2	61,9	-	-
До С5	4,32	-	0,7	8,3	10,1	30,9	26,5	23,5

 

 

таблица 4 – Характеристика фракций Игровской нефти, служащих сырьём для каталитического риформинга

 

Температура отбора, °С	Выход на нефть, %		ρ	Содержание серы, %	Содержание углеводородов, %
					ароматических	нафтеновых	парафиновых
62-85		2,9	0,7055	0,026	9,7	32,6	57,7
62-105		5,9	0,7200	0,027	11,0	31,0	58,0
62-120		7,8	0,7240	0,030	12,2	30,5	57,3
85-105		3,0	0,7283	0,028	13,2	31,0	55,8
85-120		4,9	0,7365	0,032	14,3	30,2	55,5
85-180		15,3	0,7590	0,060	19,6	24,2	56,2
105-140		5,6	0,7480	0,040	18,0	27,0	55,0
120-140		3,7	0,7591	0,048	21,5	25,9	52,6
140-180		6,7	0,7734	0,128	21,0	18,5	60,5

 

 

таблица 5 – Состав фракций, выкипающих до 200 °С

 

Температура отбора, °С	Выход на нефть, %	ρ	Фракционный состав, °С				Содержание серы, %	Октановое число
			н.к.	10 %	50 %	90 %		без ТЭС	с 0,6 г/кг ТЭС	с 2,7 г/кг ТЭС
28-62	3,2	0,6546	35	41	50	70	0,015	70,4	80,0	93,0
28-120	11,0	0,6962	35	55	84	107	0,027	58,5	71,0	83,0
28-150	16,1	0,7202	49	72	105	136	0,035	52,7	66,0	78,0
28-180	21,4	0,7291	45	73	120	157	0,062	50,0	62,0	76,0
28-200	24,3	0,7482	62	91	136	183	0,084	45,3	60,0	74,0
62-85	2,9	0,7055	66	69	64	82	0,026	61,2	74,5	87,0
85-105	3,0	0,7283	89	91	95	99	0,028	51,0	65,0	79,0
105-120	1,9	0,734	105	110	113	118	0,036	50,7	63,5	78,5
120-140	3,7	0,7591	125	127	130	135	0,048	44,5	59,0	-
140-180	6,7	0,7734	150	154	161	175	0,128	38,3	50,0	66,0