CC BY
167
УДК 665.63
ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН УСТАНОВКИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ. МОДЕЛИРОВАНИЕ ОДНОКОЛОННОЙ УСТАНОВКИ
Н.Д.Губанов1, С.Г.Дьячкова2, Г.В.Боженков3
Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Показаны достоинства создания региональных мини-НПЗ первичной перегонки нефти. Рассмотрены достоинства и недостатки двухколонной и одноколонной схем установок первичной перегонки нефти. Представлены данные по разгонке нефти из магистрального трубопровода на аппарате АРН-2. Для снижения гидравлического сопротивления и тепловой нагрузки трубчатой печи предложено использование предварительного испарителя. На основании выполненных расчётов показано, что паро-газовую смесь из предварительного испарителя необходимо подавать на нижележащую тарелку, расположенную между отборами керосиновой и дизельной фракций. Представлены зависимости отбора бензиновой, керосиновой фракций и мазута от расхода и температуры возврата циркуляционного орошения ЦО-1 при постоянных отборах дизельного, тяжёлого дизельного топлив, углеводородных газов и флегмового числа. Ил. 2. Табл. 6. Библиогр. 6 назв.
Ключевые слова: нефть; разгонка нефти; одноколонная установка; предварительный испаритель; отбор фракций.
STUDYING OPERATION MODES OF RECTIFICATION COLUMNS OF CRUDE OIL DISTILLATION PLANTS.
MODELING A SINGLE COLUMN PLANT
N.D. Gubanov, S.G. Dyachkova, G.V. Bozhenkov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article demonstrates advantages of creating regional mini-refineries for crude oil distillation. It considers pros and cons of two-column and single column schemes of crude oil distillation plants. The data on distillation of oil from the pipeline by the АРН-2 apparatus are presented. To decrease the hydraulic resistance and heat load of the pipe still it is proposed to use a pre-evaporator. On the basis of the calculations performed the authors show that the vapor-gas mixture from the pre-evaporator must be fed onto the underlying tray, located between the extractions of kerosene and diesel fractions. The dependences of grading gasoline, kerosene fractions and mazut from the flow and return temperature of the circulating irrigation CI-1 at constant grading of diesel, heavy diesel fuels, hydrocarbon gases and a reflux ratio are presented.
2 figures. 6 tables. 6 sources.
Key words: oil; oil distillation; single column plant; pre-evaporator; bleeding (grading).
Имеющиеся на территории России несколько десятков крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) не позволяют исправить сложившихся диспропорций в производстве и обеспечении нефтепродуктами отдельных регионов, что приводит к большим проблемам с транспортировкой как нефти, так и нефтепродуктов. Решить проблему можно строительством новых мини-НПЗ и реконструкцией действующих НПЗ мощностью от 0.5 до 1.0 млн тонн нефти в год, так как получение основных продуктов переработки нефти: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута - и быстрая их реализация в ближайших регионах экономически выгодна.
Очевидно, что современный мини-НПЗ должен включать необходимый набор оборудования, обеспечивающий экологически безопасную и безотходную технологию для снабжения своих регионов востребованными видами нефтепродуктов. При этом принятая технология должна гарантировать максимальный выход продукции соответствующего качества, так как основная прибыль от эксплуатации мини-НПЗ - в их количестве, а значит, и их качество должно соответствовать существующим ГОСТам [1].
Первичная перегонка предварительно обезвоженной и обессоленной нефти имеет ряд принципиальных особенностей, обусловленных физико-химическими
1Губанов Николай Дмитриевич, кандидат технических наук, доцент кафедры химической технологии, тел.: (3952) 405513, e-mail: gubanov_nd@istu.edu
Gubanov Nikolai, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Chemical Technology, tel.: (3952) 405513, e-mail: gubanov_nd@istu.edu
2Дьячкова Светлана Георгиевна, доктор химических наук, профессор, зав. кафедрой химической технологии, тел.: (3952) 405119, e-mail: dyachkova@istu.edu
Dyachkova Svetlana, Doctor of Chemistry, Professor, Head of the Department of Chemical Technology, tel.: (3952) 405119, e-mail: dyachkova@istu.edu
3Боженков Георгий Викторович, кандидат химических наук, доцент кафедры химической технологии, тел.: (3952) 405426, e-mail: bgv74@qip.ru
Bozhenkov Georgy, Candidate of Chemistry, Associate Professor of the Department of Chemical Technology, tel.: (3952) 405426, e-mail: bgv74@qip.ru
свойствами, а именно: имеет непрерывный характер выкипания, низкую термическую стабильность компонентов тяжелых фракций, содержит в остатке большое количество сложных гетероорганических и смо-листо-асфальтеновых соединений. Температура термической стабильности компонентов тяжелых фракций соответствует по кривой ИТК температурной границе деления дизельного топлива и мазута. Поэтому первичную перегонку нефти до мазута проводят при давлениях, близких к атмосферному [2].
Установки первичной перегонки нефти являются основой всех нефтеперерабатывающих заводов. Работа этих установок определяет количество и качество получаемых фракций, а также качество сырья для вторичных нефтехимических процессов. Существуют различные варианты технологических схем этих установок. В двухколонном варианте часть бензиновой фракции и углеводородный газ отбираются в первой ректификационной колонне, оставшаяся часть нефти разделяется на отдельные фракции во второй сложной ректификационной колонне.
В нашей стране большинство нефтеперерабатывающих заводов имеет двухколонную схему атмосферного блока, в то время как за рубежом атмосферный блок одноколонный [3]. Основным недостатком двухколонной схемы первичной перегонки нефти является высокая температура нагрева частично от-бензиненной нефти в печи для поддержания необходимой температуры в нижней части первой колонны и для разделения отбензиненной нефти на фракции во второй колонне. Кроме того, при двухколонной схеме энергетические затраты выше и необходимо большее количество оборудования. Недостаток одноколонной схемы в том, что по такой схеме вся нефть, содержащая растворённый газ и легкокипящие фракции, подаётся в одну колонну, что приводит к увеличению её диаметра и поверхности конденсатора по сравнению с двухколонной схемой [3].
Особый интерес представляет применение одноколонной схемы с предварительным испарением нефти. При использовании такой схемы парогазовая смесь из испарителя и жидкость, нагретая в трубчатой печи, раздельно подаются в сложную атмосферную колонну. Использование такой схемы первичной перегонки нефти позволяет использовать меньшее количество необходимого оборудования, снизить давление
нагнетания на сырьевом насосе за счёт уменьшения гидравлических сопротивлений змеевика печи и уменьшить её тепловую нагрузку. В результате снижаются капитальные и эксплуатационные расходы.
В продолжение наших исследований [4, 5] целью работы является исследование влияния тарелки подачи парогазовой смеси, расхода и температуры возврата промежуточного циркуляционного орошения ЦО-1 на отборы бензиновой и керосиновой фракций в одноколонной установке с предварительным испарителем.
Принципиальная технологическая схема работы моделируемой установки производительностью 50 т/ч по сырой нефти приведена на рис.1. Предварительно подогретая в теплообменниках до 200-2200С нефть подается в испаритель С-1, в котором происходит её разделение на парогазовую и жидкую фазы. Жидкость из испарителя поступает в трубчатую печь П-1, где нагревается до температуры 360-3650С и подаётся на тарелку питания в нижней части сложной ректификационной колонны К-1, а парогазовая смесь, содержащая низкокипящие углеводороды, поступает в среднюю часть колонны. Колонна К-1 имеет 30 теоретических тарелок. Теплота, необходимая для разделения нефти на фракции, подводится в колонну с потоками жидкой фазы, нагретой в печи, и парогазовой смесью. Температурный режим колонны регулируется расходами и температурами острого орошения (флегмы) в верхней части колонны и тремя промежуточными циркуляционными орошениями (ЦО-1, ЦО-2, ЦО-3) по высоте колонны.
Для моделирования режимов работы установки была исследована сырая нефть из магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО) плотностью 839.0 кг/м . Данные разгонки нефти на аппарате АРН-2 по ASTM D 86 приведены в табл.1, состав газовой части нефти - в табл. 2.
Количество получаемых в предварительном испарителе парогазовой смеси и жидкости (потоки: пар С-1 и жидкость С-1, рис. 1) будет зависеть от температуры сырой нефти, нагреваемой в системе теплообменников Т-1 и отводимыми потоками фракций из колонны К-1.
В табл.3 приведены рассчитанные расходы парогазовой смеси и жидкости в зависимости от температуры нагрева сырой нефти.
Таблица 1
Данные по разгонке нефти
Тем-ра перегонки, 0С 40 50 60 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
Фракции, % об. 0 1 2 6 9 11 13 15 18 20 22 24 26 28 31
210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360
33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 56 58 60 63 66
Продолжение таблицы 1
Таблица 2
Состав газовой части нефти_
Компонент Этан Пропан Изо-бутан Н-бутан Изо-пентан Н-пентан
Содержание, % масс. 0.04 0.53 0.49 1.48 1.14 1.72
Таблица 3
Зависимость расходов паро-газовой смеси и жидкости от температуры нагрева сырой нефти
Температура, 0С 190.0 200.0 210.0 220.0 230.0
Расход, кг/ч Паро-газовая смесь 6343.0 7467.0 8650.0 9882.0 11151.0
Жидкость 43657.0 42533.0 41350.0 40118.0 38848.0
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема установки
Предлагаемый ввод парогазовой смеси на тарелки, расположенные между отборами керосиновой и дизельной фракций, объясняется близостью температур парожидкостных потоков в колонне и подаваемой парогазовой смеси. Подача парогазовой смеси на тарелки в нижней части колонны приведёт к снижению температуры потоков и увеличению расхода мазута.
В табл.4 приведены данные по отборам бензиновой и керосиновой фракций в зависимости от номера тарелки ввода парогазовой смеси при постоянных отборах дизельной (7.5 т/ч) и тяжелой дизельной (5.0 т/ч) фракций при флегмовом числе Р=3. Отбор неконденсирующихся углеводородных газов (УВГ) составляет 950 кг/ч. Расход парогазовой смеси при температуре 200 0С равен 7467 кг/ч (см. табл.3).
Приведённые данные показывают, что с увеличе-
нием номера тарелки (рис.1) отборы бензиновой и керосиновой фракций возрастают, так как с ростом числа ступеней контакта пар обогащается наиболее низкокипящими компонентами.
Максимальный выход керосиновой фракции по кривой ИТК составляет 18.3 % масс. (9150 кг/ч), она может быть использована в качестве реактивного топлива. Для дозвуковой авиации наиболее массовым является топливо ТС-1, представляющее прямогон-ную фракцию нефти с интервалом кипения 150-2500С [6]. В табл. 5 для сравнения приведены параметры фракционного состава реактивного топлива ТС-1 и получаемой керосиновой фракции по кривой ИТК. Температура ввода парогазовой смеси в ректификационную колонну 2000С.
Таблица 4
Отбор бензиновой и керосиновой фракций в зависимости от номера тарелки ввода парогазовой
смеси
Номер тарелки ввода 10 11 12 13 14
г/ ^ а , о ,й бензиновой 5000.4 5021.0 5085.0 5100.0 5120.0
а цк 0- ГО Ср керосиновой 8929 9010 9054 9089 9107
Таблица 5
Параметры топлива ТС-1 и получаемой керосиновой фракции
Фракционный состав, % об. Температура выкипания, 0С
ТС-1 Керосиновой фракции
Начало кипения, не выше, % 150.0 110.5
10 165.0 126.0
50 195.0 170.0
90 230.0 220.0
98 250.0 244.0
Сравнение параметров керосиновой фракции и топлива ТС-1 показывает, что параметры керосина не превышают допустимых (табл.5).
На отбор керосиновой фракции существенное влияние будут оказывать расход и температура возврата промежуточного циркуляционного орошения ЦО-1.
В табл. 6 приведены данные, характеризующие влияние расхода и температуры возврата циркуляционного орошения ЦО-1 на выход керосиновой фракции и мазута при постоянных отборах бензиновой фракции, дизельного и тяжелого дизельного топлив.
Данные, приведенные в табл. 6, показывают, что с увеличением расхода и температуры возврата ЦО-1 отбор керосиновой фракции возрастает. Это обусловлено тем, что при более высокой температуре возврата и большем расходе циркуляционного орошения
паровая фаза обогащается более высококипящими компонентами, поэтому отбор мазута уменьшается и при температуре возврата 125 0С температура выкипания 98 % об. керосиновой фракции превышает 250 0С. С практической точки зрения представляет интерес выявить зависимость отбора керосиновой фракции от температуры возврата при постоянном расходе ЦО-1. На рис. 2 представлена зависимость отбора керосиновой фракции от температуры возврата при постоянном расходе ЦО-1, равном 7000 кг/ч, так как при таком расходе ЦО-1 отбор керосиновой фракции близок к максимальному и температура выкипания 98 % об. не превышает 250 0С.
Представленная зависимость так же показывает, что с ростом температуры возврата ЦО-1 отбор керосиновой фракции увеличивается.
Таблица 6
Зависимость отбора керосиновой фракции и мазута от расхода и температуры возврата
циркуляционного орошения Ц \О-1
Расход ЦО-1, кг/ч 4000 5000 6000 7000 8000
Температура возврата ЦО-1, 0С 93.0 100.0 100.0 122.0 125.0
Расход керосиновой фракции, кг/ч 5593.0 6455.0 7738.0 9100.0 9433.0
Температура выкипания 98 % об. керосиновой фракции, 0С 201.9 211.8 230.0 244.0 254.0
Расход мазута, кг/ч 25560.0 24693.0 23453.0 22241.0 21891.0
го ср
чд о х о го о.
9500 9000 8500 8000 7500 7000 6500 6000
90
95 100 110 115 120 122 125 130
Температура возврата ЦО-1, С
Рис.2. Зависимость расхода керосиновой фракции от температуры возврата ЦО-1. Расход ЦО-1 7000 кг/ч
Таким образом, для практического применения установки производительностью 50 т/ч по сырью может быть рекомендовано:
- парогазовую смесь, полученную в предварительном испарителе, необходимо подавать на нижележа-
щую тарелку, расположенную между тарелками отбора керосиновой и дизельной фракций;
- расход циркуляционного орошения ЦО-1 должен быть не более 7000 кг/ч, а его температура возврата не должна превышать 122 0С.
Библиографический список
1. Евдушкин С.П. Малые НПЗ сегодня и в будущем // Мир нефтепродуктов. 2011. № 5. С. 8-10.
2. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, 1981. 352 с.
3. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Изд. 2-е, испр. М.: Химия, 2001.566 с.
4. Губанов Н.Д. Исследование режимов работы ректификационных колонн установки первичной переработки нефти.
Моделирование отбензинивающей колонны // Вестник ИрГТУ. 2011. № 5. С.104-108.
5. Губанов Н.Д. Исследование режимов работы ректификационных колонн установки первичной переработки нефти. Моделирование атмосферной колонны // Вестник ИрГТУ. 2012. № 1. С.109-115.
6. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.
УДК 622.276.652
СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ
М.А.Губина1, Н.П.Коновалов2
Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассматриваются способы добычи тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов. Приведён аналитический обзор технологий разработки и добычи тяжёлых битуминозных нефтей и природных битумов. Рассмотрены наиболее перспективные способы добычи тяжёлых нефтей ведущими мировыми компаниями. Показано, что истощение запасов нефти как в мире, так и в России вызвало интерес к совершенствованию технологий разработки и добычи тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов. Библиогр. 12 назв.
Ключевые слова: битуминозные нефти; битуминозные пески; нефть; способы добычи.
EXTRACTION METHODS OF HEAVY OILS AND NATURAL BITUMEN M.A. Gubina, N.P. Konovalov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article examines extraction methods of heavy bituminous oils and natural bitumen. An analytical overview of technologies for development and production of heavy bituminous oils and natural bitumen is performed. The most promising methods of heavy oil extraction by the world's leading companies are discussed. It is shown that the depletion of oil in the world as well as in Russia caused the interest in improving the technologies of development and production of heavy bituminous oils and natural bitumen. 12 sources.
Key words: bituminous oils; tar sands; oil; mining methods.
Истощение запасов нефти как в мире, так и в России вызвало интерес к совершенствованию технологий разработки и добычи тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов. Согласно общей схеме классификации нефтей и природных битумов [1] тяжелыми называются такие нефти, плотность которых составляет 920,0-1000 кг/м3. Сверхтяжелые нефти и природные битумы имеют плотность более 1000 кг/м3 при вязкости соответственно до 10 000 и более 10 000 МПа^с. Тяжелые нефти (ТН) и природные битумы (ПБ) имеют в составе высокое содержание серы, масел, смол и асфальтенов. Залежи таких углеводородов встречаются на месторождениях Канады, Венесуэлы, России (Удмуртия, Татарстан, Пермский край, Респуб-
лики Коми и др.) преимущественно на глубинах от 40 до 1000 м, что и затрудняет их разработку и добычу.
В настоящее время существует три способа добычи природных битумов и тяжелых нефтей: карьерный (открытый), шахтный и скважинный [2].
Карьерный способ широко распространен в Канаде. 20% доказанных запасов битумов Канады залегают в песчаных коллекторах на глубине до 50 м, поэтому самый оптимальный способ добычи - карьерный. Разработкой нефтеносных песков в Канаде занимаются такие компании, как OPTI Canada, Suncor ,Shell Canada и др.[3].
В [4] описан первый этап разработки открытым способом. Он заключается в удалении торфяного слоя
1Губина Мария Анатольевна, студентка, тел.: 89041121275, e-mail: girlfrombaikal@gmail.com Gubina Mariya, Student, tel.: 89041121275, e-mail: girlfrombaikal@gmail.com
2Коновалов Николай Петрович, доктор технических наук, профессор кафедры физики, тел.: 89025681374, e-mail: i03@istu.irk.ru
Konovalov Nikolai, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Physics, tel.: 89025681374, e-mail: i03@istu.irk.ru
