Основные методы первичной переработки нефти.

Технология первичной переработки нефти и газоконденсата

Введение

Подготовленная на промысле нефть направляется на НПЗ для ее первичной переработки (ППН). Первичная переработка нефти – это ее дистилляция, при которой происходит разделение нефти на отдельные фракции без изменения природного состава.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив и сырья для вторичных процессов переработки нефти.

Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков – под вакуумом.

Данная тема рассматривает методы дистилляции нефти, а также пути их реализации применительно к промышленной технологии.

 

Основные методы первичной переработки нефти.

 

Выбор направления переработки нефти определяется ее физико-химической характеристикой в первую очередь, а также потребностями в товарных продуктах данного конкретного региона.

Существует три основных варианта переработки нефти:

1- топливный, для производства моторных и котельных топлив;

2- топливно-масляный, когда кроме моторных топлив из нефти получают смазочные масла;

3- нефтехимический, когда кроме топлив и масел производится сырье для органического синтеза, производства азотных и фосфорных удобрений, пластмасс, моющих веществ и др. Это более сложный и дорогостоящий способ переработки нефти.

Исходной информацией для ППН является индексация нефти, т.е.:

-класс нефти (содержание серы-до 0,5%, 0.51-2.0%, выше 2%),

-тип нефти (содержание фракций до 350⁰С: выше 55%, 54.9-45%, менее 45%),

-группа нефти (по содержанию масел в % на нефть или мазут),

-подгруппа нефти (по индексу вязкости масел –от 95 до 85 и ниже),

-вид нефти (по содержанию твердого парафина от 1.5 до 6% и выше).

ППН осуществляется на АТ или АВТ, в состав которых входит несколько блоков:

-блок обессоливания и обезвоживания нефти,

-блок атмосферной и вакуумной перегонки,

-блок стабилизации бензина,

-блок вторичной перегонки бензина на узкие фракции,

-блок защелачивания бензина и дизельного топлива.

Назначение первого блока – глубокое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содержания солей не более 5 мг/л. Для этого используют электротермохимический метод. После блока ЭЛОУ нефть поступает на атмосферную ректификацию.

 

3.1.1. Продукты первичной перегонки нефти

При прямой перегонке нефти получают следующие фракции (с условными пределами выкипания) по преимущественному содержанию целевых компонентов:

Бензиновыен.к – 180, используется как сырье установок вторичной перегонки бензина. Можно разделить на более мелкие фракции:

н.к. – 62

62 – 85

85 – 120

120 – 140

140 – 180

Керосиновые 180 – 240 (120-240) как реактивное топливо, а фр. 150-300 – как осветительный керосин или компонент ДТ.

Фракция ДТ 240-350 (180-350) – после очистки используется в качестве ДТ (зимнего - легкого или летнего - тяжелого), фр.200-220 парафинистых нефтей используется для производства БВК (белково-витаминных концентратов).

Керосино-газойлевая фракция 120-370 используется в качестве сырья установок КК и гидрокрекинга (ГК).

Атмосферный газойль 330-360 затемненный продукт, получается на АВТ по топливному варианту. Используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установок КК.

Мазут >330 (облегченный как котельное топливо) или >360 (утяжеленный) - для последующей переработки на масляные фр. до гудрона или как сырье установок ГК..

Широкая масляная фр.(вакуумный газойль) 350-500 или 350 – 550, используется как сырье установок КК иГК.

Узкие масляные фракции 350-400, 400-450, 450-500 после очистки от сернистых соединений, ароматических и парафиновых используется для производства смазочных масел.

Гудрон остаток вакуумной перегонки мазута – используется для производства электродного кокса, битума или остаточных масляных фракций.

3.1.2 Принципы простой перегонки.

 

При повышении температуры нефти происходит испарение из нее легких углеводородов, для количественной характеристики используется показатель- доля отгона – выход паровой фазы, зависит от состава нефти и режимных параметров процесса (t, Р).

При давлениях процесса ректификации, близких к атмосферному (0,1-0,3 МПа) перегонку называют атмосферной – из нефти при ее нагреве перед испарителем до 330 –350⁰ С может быть отобрана паровая фаза, выкипающая по ИТК до 360-400⁰С.

Dt=tк.к.п – tн.к.ж температурный интервал распределенных между фазами компонентов,т.н. интервал нагнетания температур Чем меньше Dt, тем четче разделение фаз. В идеальном случае, когда Dt =0, четкость разделения абсолютная, т.е. распределения углеводородов между фазами нет. В жидкой фазе температура НК определяется тем компонентом, который составляет основную часть пара, а КК пара-тем компонентом, который составляет основную часть жидкости.

При однократном испарении достигается наименьшая четкость разделения углеводородов между паровой и жидкой фазами, часть углеводородов распределяется как в паровой, так и в жидкой фазах. Это видно из рисунка

 

t⁰С

 

Dt

	п

 

0 доля отгона, %

Схема однократного испарения нефти показана на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Схема однократного испарения нефти

 

Нефть нагревается и разделяется на две фракции: легкую – П и остаток – Ж..

В действительности, при первичной перегонке нефть разделяют на три и более фракции, используя многоступенчатую перегонку и конденсацию.

Схема многократного испарения нефти показана на рисунке 3.2.

Нефть нагревают многократно, 120⁰С - отделяют легкую паровую фазу П_1, затем 160⁰С - среднекипящие П₂, и далее 330⁰С - тяжелую П₃, которую можно далее разогнать под вакуумом.

Рисунок 3.2 - Схема многократного испарения нефти

 

Схема многократной конденсации паров нефти показана на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 – Схема многократной конденсации паров нефти

 

Нефть нагревают однократно, но до высокой температуры. В состав паровой фазы, отделяемой в первом испарителе, входят почти все углеводороды, паровая фаза далее подвергается парциальной конденсации, а жидкая фаза выводится с низа первого испарителя.

На промышленных установках чаще используется вторая схема – однократный нагрев и многократная конденсация паровой фазы. Кривые ИТК получаемых фракций имеют следующий вид.