Переработка девонской нефти

 

3.2.3. Вакуумный блок.

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

1. Тарельчатая ректификационная колонна.
2. Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

Рис. 3.3. Вакуумный блок.

 

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

 

3.3. Блок теплообменников

 

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 ºС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)

 

Таблица 3.1. - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, °С
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 4	10	150
Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230оС кратность 3	18	220
Фракция 180-230°С	5,9	200
Фракция 230-360°С	16,13	320
Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 2	32	320
Теплоносители вакуумной колонны К-7
Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 15	43	170
Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 2	25	270
Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 1	11	330
Фр. 360-450оС	12,5	260
Фр. 450-550оС	10,55	320
Гудрон (>530°С)	37,54	340

 

Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:

 

1-й поток

Т-101:

∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC

10+10=200С

 

Т-102:

∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC

20+24=44 ºC

 

Т-103:

∆t н=(145-120)∙18,0/50=9 ºC

44+9=53 ºC

 

Т-104:

∆t н=(155-100)∙12,5/50=14 ºС

53+14=67 ºС

 

Т-105:

∆t н=(230-170)∙37,54/50=51 ºС

67+51=118 ºС

 

2-ой поток

Т-201:

∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC

10+10=200С

 

Т-202:

∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC

20+24=44 ºC

 

Т-203:

∆t н=(200-65)∙5,9/50=16 ºC

44+16=60 ºC

 

Т-204:

∆t н=(255-110)∙16,13/50=47 ºС

60+47=107 ºС

 

Потоки объединяем и с температурой 113,5 оС направляем в электродегидраторы.

 

Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов

 

1-й поток

Т-106:

∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС

105+19=124 ºС

 

Т-107:

∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС

124+14=138 ºС

 

Т-108:

∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС

138+13=151 ºС

 

Т-109:

∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС

151+23=174 ºС

 

Т-110:

∆t н=(330-230)∙0,78∙11/50=17 ºС

174+17=191 ºС

 

Т-111:

∆t н=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 ºС

191+22=213 ºС

 

Т-112:

∆t н=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 ºС

213+13=226 ºС

 

Т-113:

∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 ºС

226+26=252 ºС

 

2-ой поток

 

Т205:

∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС

105+19=124 ºС

 

Т-206:

∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС

124+14=138 ºС

 

Т-207:

∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС

138+13=151 ºС

 

Т-208:

∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС

151+23=174 ºС

 

Т-209:

∆t н=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 ºС

174+11=185 ºС

 

Т-210:

∆t н=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 ºС

185+25=210 ºС

 

Т-211

∆t н=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 ºС

210+16=226 ºС

 

Т-212

∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 ºС

226+16=252 ºС

 

Потоки объединяем и с температурой 252 оС направляем в колонну К-1.

Тепло теплоносителей с температурой выше 100оС можем использовать для выработки водяного пара или подогрева бензина на блоке стабилизации.

 

 

 

Рис. 3.4. Схема подогрева нефти до электродегидраторов.

Рис. 3.5. Схема подогрева нефти после электродегидраторов.  

4. Расчёт количества и состава  паровой и жидкой фаз в ёмкости  орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

 

В ёмкость орошения К-1 поступают лёгкий бензин и углеводородные газы. В состав бензина входит 100% фракции н.к.-105оС от её потенциала содержания в нефти и 40% фракции 105-140оС – 0,036∙0,4=0,0144 (табл. 1.2).

Количество углеводородных газов равно их содержанию в нефти 1,0 %(масс.) на нефть. Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения зададимся давлением, температурой, кратностью орошения и составом смеси, поступающей в емкость орошения. Состав смеси зависит от количества компонентов, находящихся в исходной нефти и в орошении колонны.

Принимаем следующие данные: температура в емкости орошения равна 30 °С; давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов, и равна 250 кПа; кратность орошения равна 2.

Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.

 

Таблица 4.1Состав смеси на входе в емкость орошения

Номер компо-нента по табл.1.2	Компонент (фракция)	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонентов в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения
				кг/ч	масс. доля
3	С2Н6	0,000278	99	297	0,0036
6	С3Н8	0,003654	1305	3915	0,0472
7	∑С4	0,006068	2167	6501	0,0784
8	28-62°С	0,018	6429	19287	0,2326
9	62-85°С	0,016	5714	17142	0,2067
10	85-105°С	0,019	6786	20358	0,2455
11	105-140°С	0,0144	5143	15429	0,1861
Итого:		0,0774	27643	82929	1,0000

 

Результаты расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны представлены в таблицах 4.2 – 4.5.

           

Пpoгpaммa << OIL >>

Pacчeт пpoцecca oднoкpaтнoгo иcпapeния

 

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 82929 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 975.2000122070312 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 250 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 30 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.992608981207013E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 80.63008880615234

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 80.63030242919922

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 32.19244384765625

 

Taблицa 4.2 - Cocтaв жидкoй  фaзы
кoмпoнeнты	мoльн.дoли		мacc.дoли	Kмoль/чac			Kг/чac
Этaн  Пpoпaн  Бутaн  28–62  62–85  85–105  105–140	0.0096746  0.0885028  0.1109011  0.2485581  0.1943594  0.2089079  0.1390961		0.0035996  0.0471984  0.0783994  0.2326003  0.2067007  0.2455009  0.1860007	9.9504  91.0256  114.0624  255.6432  199.8996  214.8629  143.0610			298.5120  3914.0989  6501.5552  19289.2383  17141.4102  20359.0625  15424.7930
CУMMA	1.0000		1.0000	1028.5050			82928.6719
Taблицa 4.3 - Cocтaв пapoвoй фaзы
кoмпoнeнты	мoльн.дoли		мacc.дoли	Kмoль/чac			Kг/чac
Этaн  Пpoпaн  Бутaн  28–62  62–85  85–105  105–140	0.1050484  0.3394291  0.1336202  0.0599953  0.0164559  0.0075908  0.0015951		0.0978942  0.4533812  0.2365882  0.1406191  0.0438330  0.0223423  0.0053422	0.0011  0.0035  0.0014  0.0006  0.0002  0.0001  0.0000			0.0324  0.1501  0.0783  0.0466  0.0145  0.0074  0.0018
CУMMA	0.6638		1.0000	0.0068			0.3311
Taблицa 4.4 - Иcxoднaя cмecь
кoмпoнeнты	мoльн.дoли		мacc.дoли	Kмoль/чac			Kг/чac
Этaн  Пpoпaн  Бутaн  28–62  62–85  85–105  105–140	0.0096756  0.0885056  0.1109017  0.2485570  0.1943583  0.2089066  0.1390952		0.0036000  0.0472000  0.0784000  0.2326000  0.2067000  0.2455000  0.1860000	9.9515  91.0290  114.0638  255.6438  199.8998  214.8629  143.0610			298.5444  3914.2490  6501.6338  19289.2852  17141.4238  20359.0703  15424.7939
CУMMA	1.000		1.000	1028.5118			82929.0000

 

 

Taблицa 4.5 - Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв
кoмпoнeнты	мoлeк. мacca	Pi , KПa	Ki
Этaн  Пpoпaн  Бутaн  28–62  62–85  85–105  105–140	30.0000  43.0000  57.0000  75.4538  85.7501  94.7538  107.8197	2.714525E+03  9.588057E+02  3.012137E+02  6.034317E+01  2.116672E+01  9.083817E+00  2.866811E+00	1.085810E+01  3.835223E+00  1.204855E+00  2.413727E-01  8.466689E-02  3.633527E-02  1.146724E-02

 

По формуле (2.3) находим минимальное давление смеси, при котором эта смесь находится в жидком состоянии

р=Sрнixi/£ре     

где р – давление, при котором данная смесь находится в жидком состоянии, кПа;

ре – давление в емкости орошения, кПа;

рнi – давление насыщенных паров i-компонента смеси при температуре в емкости орошения (~30°С), кПа;

xi/ – молярная доля i-компонента смеси.

Sрнixi=

99,8кПа < 250кПа.

Следовательно, в емкости орошения получается только жидкая фаза – нестабильный бензин.

 

Результаты расчёта показывают, что, при выбранных условиях в ёмкости орошения отбензинивающей колонны, пары переходят в жидкую фазу.

 

 

5 Расчёт материального баланса ректификационных колон

и установки в целом

 

Все расчёты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1.

 

5.1 Материальный баланс  отбензинивающей колонны  К-1

 

В отбензинивающую колонну приходит обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн=3000000∙1000/(350∙24)=357143 кг/ч

фракцию газ + н.к.-140°С составляет газ, н.к.-85°С, 85-105°С и 105-140оС (40% масс. от потенциала, 60% остаётся в уходящей нефти), взяты из таблицы 1.2.

Xгаз+н.к.-140°С=1,0+5,3+0,4•3,6=7,74 % масс.

На основании этих данных составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1.

 

Таблица 5.1-Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

 

Название	%масс. на нефть	%масс. на сырьё	Расход
			т/г·10-6	кг/ч	кг/с
Приход
Нефть обессоленная и обезвоженная	100	100	3	357143	99,21
Расход
Газ + н.к.-140°С	7,74	7,74	0,232	27643	7,68
Нефть отбензиненая	92,26	92,26	2,768	329500	91,53
Итого:	100	100	3	357143	99,21