Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 3,2 млн.т/год Еланской нефти

—повышение давления в аппаратуре  и ухудшение четкости ректификации в колоннах при увеличенном содержании воды;

—коррозию аппаратуры, трубопроводов  из-за гидролиза хлоридов и образования  соляной кислоты.

Для получения обессоленной нефти  с содержанием хлористых солей  ≤1 мг/л устанавливается две ступени  обессоливания (степень обессоливания одной ступени 0,95%) [4]. Ориентировочно содержание хлористых солей в  нефти:

• после первой ступени 47-47·0,95»2,4 мг/л;
• после второй ступени 2,4-2,4·0,95»0,12 мг/л.

Таким образом, для достижения концентрации хлористых солей в  нефти ≤1 мг/л необходимо уменьшить также солёность воды за счёт разбавления её пресной водой.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

т.е.   откуда В=12,05 л/м³нефти или 1,16% об. на нефть, где

—концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

;

—концентрация хлористых солей  в воде, находящейся в обессоленной нефти:

,

       0,0036 — содержание воды в сырой нефти, мас. доли (0,46% мас.);

       0,8192 — относительная плотность нефти;

         47 — концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/л;

      1 — концентрация хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

       0,001 — содержание  воды в обессоленной нефти,  мас. доли (0,1% мас.).

Промывную воду необходимо подавать с избытком 50—200%. Примем расход промывной воды 2,32% об. на нефть.

Дренажные воды из электродегидраторов  сбрасываются в специальную ёмкость  для отстоя, а после отстоя –  в канализацию солёных вод  и далее на очистные сооружения.                         

 Деэмульгатор неионогенного  типа (ОЖК, прохалит, диссольван) подаётся  в количестве 8-10 г/т нефти в  виде 2% водного раствора (400-500 г/т)  на приём сырьевого насоса  из специальной ёмкости [4].

 

                                        БЛОК КОЛОНН

3.2.1 Атмосферный блок

На установках АВТ возможно применение трех схем разделения нефти [5] :

• схема с одной сложной ректификационной колонной в атмосферном блоке применяется в том случае, если нефть содержит менее 4% бензиновой фракции н.к.-85⁰С. Достоинствами такой схемы являются ее простота, компактность, а также возможность снижения температуры нагрева нефти в печи за счет совместного испарения легких и тяжелых фракций. Однако существенным недостатком является отсутствие достаточной гибкости и универсальности;
• схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной применяется при относительно невысоком содержании бензиновых фракций, чтобы не перегружать основную колонну по парам и не увеличивать ее диаметр. Достоинствами данной схемы являются уменьшение перепада давления в печных трубах, некоторое снижение необходимой температуры нагрева в печи, отсутствие необходимости установления самостоятельных конденсационных устройств и насосов орошения;
• схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной наиболее распространена, т.к. она является наиболее гибкой и работоспособной при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. При этом основная колонна защищена от коррозии, в змеевиках печи и теплообменниках не создается большого давления благодаря предварительному удалению бензиновых фракций.

С учетом потенциального содержания фракций (табл. 1.2) в данной нефти и её показателей качества (табл. 1.1) выбираем схему c атмосферной перегонкой с двухкратным испарением, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Применение отбензинивающей колонны позволяет снизить  давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность. 

Колонна К-1 – отбензинивающая колонна, где дистиллятом является фракция  н.к.- 140°С, которая состоит из 100% фракции н.к.- 85°С и 40% фракции 85 – 105°С и 40% фракции 105-140 °С.

Повышение четкости разделения и поддержание  необходимого теплового режима в  К-1 достигается «горячей струей»: отбензиненная  нефть забирается с низа К-1, проходит через печь и возвращается вниз колонны К-1. Отбензиненная нефть с низа колонны К-1, пройдя через печь, поступает в основную атмосферную колонну К-2.

Колонна К-2- сложная атмосферная  ректификационная колонна – предназначена  для  разделения отбензиненной нефти на основные фракции:  85 – 180 ºС, которая состоит из 60% фракции 85-105 °С и  из 60 % фракции 105-140°С и фракции 140-180, боковой погон: 180- 360 оС; нижний (кубовый) продукт – мазут. Для регулировки температуры внутри колонны К-2 по зонам служат циркуляционные орошения. С низа колонны выходит мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. Слабым местом атмосферной колонны является нижняя часть, т.к. ректификация здесь почти не идет. В результате некоторое количество “светлых” уходят в мазут. Принимают, что в мазуте остается до 5% светлых нефтепродуктов.

 

Схема атмосферного блока  представлена на рис.1

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема атмосферного блока

1. отбензинивающая колонна; 2- основная атмосферная колонна; 3- трубчатая печь атмосферного блока; 4,6- емкости орошения; 5- отпарные колонны; 7,8- конденсаторы-холодильники; 9- теплообменники.

Потоки: I – обессоленная нефть; II- отбензиненная нефть; III- фракция н.к.-140⁰С (100%) IV–фракция 140-180⁰С; V - фракция 140-240⁰С;VI  - фракция 240-360⁰С; VII - мазут (> 360 ⁰С); VIII - водяной пар.

2. 3.2.2 Блок стабилизации бензина

Блок стабилизации бензина предназначен для выделения газа из бензина  путем ректификации в колонне  К-4.

Бензиновая фракция, содержащая большое количество растворенных углеводородных газов, не может подвергаться дальнейшей переработке с целью получения моторных топлив, поэтому для удаления нестабильных (легколетучих) компонентов предусмотрена ее стабилизация, т.е. стабилизационная колонна К-4.

Поддержание необходимого теплового  режима в нижней части К-4 достигается  циркулирующей флегмой, т.е. бензин с низа К-4 забирается, прокачивается  через рибойлер и возвращается в  К-4.

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема блока стабилизации бензина

3.2.3 Блок вакуумной  перегонки мазута

 

Выделение масляных фракций на этом блоке возможно по двум вариантам [6]:

• двухколонная схема, когда широкая масляная фракция выделяется в первой колонне, а разгонка на вакуумные дистилляты производится во второй колонне;
• одноколонная схема, где получение гудрона и вакуумных дистиллятов происходит с помощью одной колонны.

Наиболее рационально выбрать  второй вариант, поскольку он позволяет  снизить затраты на создание вакуума в двух колоннах и на перекачку. Поэтому за основу принимаем второй вариант, внося в него следующие изменения:

• с целью понижения гидравлического сопротивления колонны оснащаем ее высокоэффективной регулярной насадкой (типа GLITSCH) вместо клапанных тарелок [6];
• для создания вакуума используем гидроциркуляционную вакуумсоздающую систему;

Принципиальная схема вакуумного блока представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Принципиальная технологическая схема блока вакуумной перегонки мазута

1. вакуумная колонна; 2- теплообменники. мазут; II- газы разложения; Ш – лёгкий вакуумный газойль; IV- фракция 360-400°С; V- фракция 400-450°С; VI- фракция 450-500°С; VII - 450-500°С; VIII – гудрон, IX - водяной пар.

 

3.2.4 Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 240°С. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ при переработке Еланской нефти. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ в ПО «Нафтан».

При разработке схемы теплообмена  в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (³290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 240°С и выше.

Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки  и площадью проходного сечения для  нефти и теплоносителей. Для АВТ  производительностью по Еланской нефти 3,2 млн т/год выбирают теплообменники с диаметром кожуха 1000 мм, числом ходов по нефти - 4, площадью свободного (проходного) сечения одного хода по трубам 51×10^-3 м². [14]

Рассчитывают скорость нефти по трубному пространству:

,   где V−объемный расход нефти, м³/с;

                  F−площадь проходного сечения одного хода по трубам.

,    где G − массовый расход нефти, кг/с:

 − плотность нефти при 20°С (табл.1.1)

Следовательно:  

Следовательно, пускают нефть через  теплообменники двумя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников  будет составлять около 2,61 м/с. В первый и во второй поток направляют по 50% нефти.

Разность температур на входе и выходе нефти (теплоносителя) из теплообменника ориентировочно определяем по уравнению [2]:

       при t £ 200°C

    при t > 200°C

где Dt_Н и Dt_T – разность между температурами на входе и выходе, соответственно, нефти и теплоносителя, °C;

G_Н и G_Т - количество нефти и теплоносителя, кг/ч или % мас. от количества всей нефти, поступающей на установку.

Теплоноситель	Расход, % мас. на нефть	Начальная температура  теплоносителя, °С	Номер нефтяного потока перед К-1
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2)	30	150	1,2
Фракция 140-240°С	18,86	220	1
Фракция 240-360°С	19,27	310	2
Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) в зоне фракции 240-360°С	30	300	1,2
Теплоносители вакуумной  колонны К-5
Верхнее циркуляционное орошение К-5 (ВЦО К-5)	50	180	2
Среднее циркуляционное орошение К-5 (CЦО К-5)	35	263	1
Нижнее циркуляционное орошение К-5 (НЦО К-5)	25	320	2
Вакуумный газойль	1,772	180	2
Вакуумный дистиллят VD-1	5,252	263	1
Вакуумный дистиллят  VD-2	7,443	288	2
Вакуумный дистиллят  VD-3	7,676	320	2
Вакуумный дистиллят  VD-4	4,959	360	1
Гудрон (>540°С)	8,967	370	1,2

 

 

До блока ЭЛОУ:

1-й поток:

Теплообменник Т-101

Начальная температура  вакуумного газойля, входящей в теплообменник, составляет t_н=180°С. Охлаждают поток на 100°С, конечная температура теплоносителя будет t_к=80°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти  на входе в теплообменник будет: 19-4=15°С.

Теплообменник Т-102

Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет t_н=150°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=50°С.

Разность температур нефти на входе  и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти  на входе в теплообменник будет: 49-30=19°С.

Теплообменник Т-103

Начальная температура  ВЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет t_н=180°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=80°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти  на входе в теплообменник будет: 79-30=49°С.

Теплообменник Т-104

Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет t_н=300°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=200°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 109-30=79°С.

После блока ЭЛОУ:

Теплообменник Т-105

Начальная температура  ВЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет t_н=300°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=200°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти  на входе в теплообменник будет: 149-40=109°С.

Теплообменник Т-106

Начальная температура  фракция 140-240ºС, входящего в теплообменник, составляет t_н=220°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=120°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти  на входе в теплообменник будет: 187-38=149°С.

Теплообменник Т-107

Начальная температура СЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет t_н=263°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=163°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 218-36=187°С.

Теплообменник Т-108

Начальная температура  ВД-4, входящего в теплообменник, составляет t_н=360°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя  будет t_к=260°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: