Однократная конденсация

Нефть насосами 1 после блока обезвоживания и обессоливания (рис.3.39) подается в теплообменники 2, в которых подогревается за счет тепла потока стабильной нефти, а затем в паровые или огневые подогреватели 3 и с температурой 80 – 120 ⁰С (в зависимости от фи­зико-химической характеристики нефти) поступает в эвапорационное пространство трапа-сепаратора 4, с верхней части которого при дав­лении 0,15 – 0,25 МПа отбирается широкая фракция газообразных углеводородов. С нижней части трапа нефть, обедненная бензиновыми углеводородами, поступает в теплообменники, в которых, отдав свое тепло идущей с промысла нефти, выдается в товарные емкости.

Рис.3.39. Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти при стабилизации однократным испарением и конденсацией: 1, 5, 9, 14 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы–сепараторы; 6, 11 – конденсаторы-холодильники; 7, 12 – бензосепараторы; 8, 13 – емкости бензина; 10 – компрессор; 15 – маслоотделители; 16 – блок обезвоживания, обессоливания; 17 – товарные емкости; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – нефтегазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин.

Широкая газообразная фракция с температурой 80 – 120 ⁰С по­ступает в конденсаторы-холодильники 6, где охлаждается до 30 ⁰С, при этом из состава последней в бензиновых сепараторах 7 отделяется определенная часть тяжелых углеводородов, качество и количе­ство которых определяются по одному из уравнений концентрации (методика аналогична приведенной в расчете сепарации). Выделив­шиеся тяжелые фракции собираются в специальной емкости 8, от­куда насосом 9 подаются в стабильную нефть после теплообменников для восполнения утраченного бензинового потенциала. Несконден­сировавшийся газ поступает на прием компрессоров 10, сжимающих его до 0,5 – 1,7 МПа в зависимости от удаленности сепарационных уз­лов от газобензиновых заводов, куда и подаются скомпримированный газ после его охлаждения и конденсат (нестабильный газовый бензин), образовавшийся при этом.

Для определения соотношений, регулирующих процесс одно­кратного испарения, нет надобности рассматривать порознь про­цессы испарения и конденсации. Вполне достаточно исходить из следующей схемы (рис.3.40).

Рис. 3.40. Непрерывный процесс одно­кратного испарения: 1 – нагреватель; 2 – испаритель

На установку поступает сырье L состава а при теплосодержании q₀. Это сырье может быть подано в сепарационное устройство в жид­ком, паровом и парожидкостном состоянии, т. е. в однофазном или двух­фазном.

Если вместо теплосодержания задана температура t₀, то должно быть известно, какая часть находится в жидкой и какая в парооб­разной фазе для последующего подсчета теплосодержания единицы веса. Расчет обычно сводится к определению количества тепла Q, необходимого для сообщения сырью.

Решение этой задачи обычно осуществляется составлением ма­териальных и тепловых балансов, в основу которых положено постоянство компонентов до и после процессов однократного испаре­ния, а также изменение количества энергии на величину сообщенного или отведенного тепла.

Если общий вес сырья до однократного испарения составлял L кг, то в процессе испарения в виде паровой фазы было отведено D кг и в виде жидкой фазы R кг, т. е.

L=D+R.

Уравнение же материального баланса по весу низкокипящего компонента можно представить в следующем виде:

La=Dy+Rx,

где у, x – составы паровой и жидкой равновесных фаз.

Для определения количества тепла Q, сообщаемого сырью, оп­ределяем тепловой баланс, основанный на том, что теплосодержание исходной смеси плюс подводимое тепло составляют теплосодержание конечных продуктов:

.

где Q – количество тепла, сообщаемого сырью, в ккал; q₀, q_п, q_ж – теплосодержание единицы веса исходной смеси, паровой и жидкой фаз в ккал/кг.

Данный метод не отличается совершенством, поскольку в нефти остается большое количество легких фракций, а в газе определенное количество тяжелых, теряемых по трассам газопроводов при про­дувке конденсатосборников. Легкие фракции, остающиеся в нефти, по­падая с ней в первые резервуары, выделяются, унося большое коли­чество тяжелых углеводородов, а также и бензиновых. Подобные схемы особенно приемлемы, когда в непосредственной близости от сепарационных узлов имеются газобензиновые заводы либо другие технологические установки.

3.3.2 Фракционированная конденсация газообразных фракций,

выделяющихся в трапах-сепараторах

Схему узла стабилизации нефти по этому варианту можно пред­ставить в следующем виде (рис.3.41). Обезвоженная и обессоленная нефть поступает в теплообменную аппаратуру 2, где подогревается за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, а затем в подогреватели 3 (паровые или огневые), в которых температура ее повы­шается до 80 – 125 ⁰С. Затем горячая нефть направляется в трапы-стабилизаторы 4, в которых при давлении 0,15 – 0,25 МПа происхо­дит отделение ее от выделившейся широкой газообразной фракции. Отделившаяся от газообразной фракции нефть собирается в нижней части аппарата, откуда насосом 11 через группу теплообменников, в которых отдает свое тепло, охлаждаясь до 40 – 45 ⁰С, направляется в товарные емкости. Широкая фракция поступает в зону охлаждения конденсатора. Последний представляет собой вертикальный или горизонтальный теплообменный аппарат, в меж­трубном пространстве которого противотоком проходит газообразная широкая фракция, в трубном – охлаждающая вода. При движении снизу вверх на отдельных участках в результате охлаждения газо­образной фракции образуется конденсат, который сразу же стекает вниз и выходит из соприкосновения в данном сечении конденсатора с восходящим потоком газа. Стекающий вниз по стенкам труб конден­сат встречается с движущимися ему навстречу парами, в результате чего происходит частичный обмен фаз между ними, подобный тому, который происходит при ректификации (в колоннах). Вследствие стремления соприкасающихся фаз в каждом сечении сохранить со­стояние равновесия жидкая фаза обогащается высококипящими ком­понентами по мере движения ее вниз и газообразными фракциями – низкокипящими компонентами по мере восхождения в пар­циальном конденсаторе. Таким образом, в результате этого про­цесса образуются газовый остаток с минимальным количеством высококипящих компонентов и конденсат с минимальным содержанием низкокипящих компонентов. Конденсат спускается в сборник нефти, смешивается с последней, восполняя таким образом утраченный ею в эвапорационном пространстве бензиновый потенциал. Газ отводится из колонны и через сепарационные устройства 5, предотвращающие унос жидких включений, подается на прием компрессоров 6 с соот­ветствующим числом ступеней сжатия в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газобензиновых заводов. Скомпримированный до соответствующего давления газ охлаждается до 30 С в конденсаторах-холодильниках 8, при этом из него в бензосепаратоpax 9 выделяются наиболее тяжелые углеводороды в виде жидких нестабильных фракций, которые отводятся из бензосепараторов в емкость 10, откуда насосами 12 по специальному бензопроводу по­даются для последующей их переработки на ГФУ или ГБЗ. Основной аппаратурой узла стабилизации являются теплооб­менники, подогреватели, трап-стабилизатор, газосепара­торы, бензосепараторы, конденсаторы-холодильники и др. Из перечисленной аппаратуры особо следует остановиться на трап-стабилизаторе.

Этот аппарат состоит из эвапорационной части, фракционирующего конденсатора и сборника нефти, т. е. аппарат представляет собой сочетание трапа-сепаратора и фракциони­рующего конденсатора.

Кратко рассмотрим сущность процесса фракционированной конденсации, происходящей в трапе-стабилизаторе, и методику его технологического расчета.

Рис. 3.41. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением и фракционированной конден­сацией: 1, 11, 12 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы-стабилизаторы, фракционированный конденсатор; 5 – газосепаратор; 6 – компрессор; 7 – маслоотдели­тели; 8 – конденсаторы-холодильники; 9 – бензосепараторы; 10 – емкость бензина; 13 – блок обезвоживания, обессоливания; 14 – товарные резервуары; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – парогазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин; VI – вода

На практике процесс фракционирован­ной конденсации осуществляется в виде прямоточной или противоточной конден­сации.

Прямоточная конденсация. Во всех сечениях аппарата газ находится в состоянии равновесия с жидкостью и в конце конденса­ции остаточный газ и полученная жидкость находятся в состоянии фазового равновесия, имея одинаковую температуру (рис 3.42).

Методика составления материального ба­ланса прямоточной конденсации основывает­ся как на законе Рауля – Дальтона, так и на применении констант фазового равнове­сия k. Причем наиболее распространена последняя методика. Оста­новимся на ней несколько подробнее.

Рис. 3.42. Схема процес­са прямоточной конден­сации

Допустим, что в объеме а м³ исходного газа содержится определен­ное количество данного компонента n₀ м³. При охлаждении газа часть его в количестве N м³ превращается в конденсат, содержащий n м³ того же компонента. При этом молекулярная концентрация ком­понента в газовой фазе, т. е. после отделения от газа конденсата, составит

.

Молекулярная концентрация того же компонента в жидкости составит

.

При условии равновесия фаз имеем:

,

откуда

или

.

Число компонентов исходной газовой смеси определяет количе­ство уравнений, при этом последовательность технологического рас­чета процесса прямоточной конденсации можно представить в сле­дующем порядке.

1. По составу газа задаемся количеством конденсирующейся части газовой смеси N.

2. По полученному конечному уравнению подсчитываем величину каждого компонента.

3. Определяем содержание каждого компонента в образующемся конденсате, пользуясь уравнением и полученным значе­нием А (табл. 3.8)

Таблица 3.8

4. Принятое значение N считается правильным при данной тем­пературе, если сумма полученных значений n оказывается рав­ной N, т. е. .

Пример 3. В прямоточный конденсатор с давлением 0,14 МПа поступает газ, состоящий из смеси следующих компонентов общим объемом а м³.

В аппарате газ охлаждается до 30 ⁰С, при этом часть его (N м³) выпадает в конденсат. Необходимо определить количество и состав жидкой фракции. По графикам определяем константы равновесия при давлении 0,14 МПа и темпера­туре 30 ⁰С (табл. 3.9).

Весь расчет сводится к тому, что, задаваясь количеством конденсирующего газа, проводим операцию расчета до тех пор, пока первоначальное значение N не совпадет с расчетной суммой значений n. Тогда расчет считается правильным и законченным (табл.3.10).

Таблица 3.9

В результате расчета составляем материальный баланс (табл. 3.11).

Таблица 3.10

N			Остаток
С1	С2	С3	i-С4	n-С4	i-С5	n-С5	С6+В
1761,0	0,275	37,3	6,85	2,81	1,73	1,776	1,216	1,162	1,0154	1,0065

С1	С2	С3	i-С4	n-С4	i-С5	n-С5	С6+В	Остаток
0,18	12,2	111,8	47,0	173,0	50,5	185,0	297,0	880,0	1756,0

Таблица 3.11

Материальный баланс прямоточной фракционированной конденсации газообразной фракции

Противоточная конденсация. В отличие от прямоточной при противоточной фракционированной конденсации в любом сечении нет равновесия фаз, что и обусловливает процесс фазового массообмена, заключающегося в переходе высококипящих компонентов из газовой фазы в жидкую, таким образом, последняя обогащается высококипящими компонентами. В результате образуется газовый остаток не сконденсировавшихся углеводородов с предельным максимальным содержанием низкокипящих компонентов (рис.3.43). Сущность методики технологических расчетов заключается в том, что способом постепенного приближения подбирается такое количество конденсата, чтобы состав его находился в равновесном состоянии с исходным газом, а газовый остаток представляющий разность между исходным газом и конденсатом, имел температуру, ко­торой мы задались. Судерс и Броун устано­вили, что в состоянии равновесия степени извлечения отдельных компонентов с₁ и с₂ обратно пропорциональны константам рав­новесия компонентов при заданных средней температуре и давлении процесса абсорбции:

или .

Рис.3. 43. Схема процесса противоточной конден­сации

При рассмотрении процессов фракционированной конденсации под степенью извлечения отдельных компонентов подразумевают отношение количества данного компонента, перешедшего в конденсат, к исходному количеству его в поступающей в конденсатор газообраз­ной фракции. При этом обычно пользуются константами равновесия при начальной температуре конденсации, т. е. при входе газа в ап­парат, так как считается, что отводимый конденсат находится в сос­тоянии равновесия с входящим газом. Проследим изложенное на при­мере.

Пример 3. В противоточный конденсатор с давлением 0,1 МПа и температурой 80 ⁰С поступает газообразная фракция следующего состава (табл.3.12).

Таблица 3.12

Требуется охладить горячую газообразную фракцию с 80 до 30 ⁰С. Необходимо определить количество и состав выделяющегося при охлаждении конден­сата. Пользуясь известными графическими материалами, определяем константы равновесия при давлении 0,1 МПа и температурах 80 и 30 ⁰С (табл.3.13).

Таблица 3.13

Извлечение отдельных компонентов осуществляется методом подбора так, чтобы остаточный газ имел заданную температуру. Задаемся извлечением остатка 98,2% (табл. 3.14).

Как видно из расчетной таблицы, степень извлечения всех остальных компонентов, кроме остатка, определяется по формуле, при этом за ключевой компонент принимается извлекаемый:

,

где с₀ – степень извлечения ключевого компонента (остатка — 0,982); k₀ – константа равновесия ключевого компонента (0,24); k_х – константа равновесия определяемого компонента.

Полученное в результате расчета значение = 76,4799, совпадающее с = 77,0907, подтверждает правильность выбранной степени извлечения ведущего компонента. Если равенство не получается, расчеты повторяют, задаваясь новой степенью извлечения.

Если задается определенное извлечение одного из компонентов (к примеру, по С₅), методом постепенного подбора следует определить температуру остаточного газа, добиваясь равенства

.

В результате расчета составляется материальный баланс (табл. 3.15).

Материальный баланс конденсации можно составить лишь при условии равновесного состояния образующегося конденсата с поступающим газом.

Последовательность технологического расчета фракционирован­ной конденсации можно принять следующей.

1. Выписываем состав исходного газа у.

2. Выписываем константы равновесия k (для каждого компо­нента при заданных температуре точки росы и давлении), если образу­ющийся конденсат в нижней части аппарата оказывается в равнове­сии с поступающим газом. Для переохлажденного конденсата вы­писываем константы равновесия k компонентов для заданного дав­ления и средней арифметической температуры конденсации.

3. Задаемся извлечением любого компонента, принятого за ключевой с₀.

4. Определяем степень извлечения остальных компонентов, входящих в состав исходного газа, по уравнению .

5. Определяем количество сконденсировавшихся углеводородов, зная величины с_х всех компонентов, произведением , , и т. д., т. е. общее количество и состав газа.

6. Определяем количество каждого компонента в газовой фазе, общее количество и состав газового остатка, отходящего на после­дующее компримирование.

7. Проверяем заданную температуру остаточного газа на выходе из конденсата. Для этого выписываем:

а) количество каждого компонента в остаточном газе у;

б) значения константы равновесия k каждого компонента в ос­таточном газе;

в) по полученным данным вычисляем величины . Получен­ные тождества уравнений свидетельствуют о соответствии температуры остаточного газа заданной.

В остальном весь расчет трапа-стабилизатора сводится к опреде­лению поверхности вертикального или горизонтального трубчатого конденсатора-холодильника (составляются материальный и тепловой балансы, в результате чего определяются количество тепла, которое необходимо отнять от парогазовой смеси в конденсационной части, и коэффициенты теплопередачи), диаметра и объема эвапорационного пространства аппарата.

В практике иногда вместо трубчатого конденсатора применяют скрубберные аппараты (для осуществления той же фракционирован­ной конденсации) с непосредственным контактом охлаждаемого газа с хладоносителем после его впрыскивания в скрубберное простран­ство. Технологический расчет выполня-

Таблица 3.14

Компонент	Степень извлечения компонента	Содержание компонента в исходном газе, нм3	Количество сконденсировавшихся компонентов, нм3	% мол.	Остаточный газ
у, нм3	k при р=0,1 МПа и t=30 0C	y/k=x
H2S		0,66	0,66х0,0034	0,01	0,6577	22,7	0,029
CO2		0,11	0,0001	0,001	0,1099	84,2	0,0013
C1		0,48	0,0004	0,002	0,4796	200,0	0,0024
C2		5,58	0,0201	0,086	5,5599	32,0	0,174
C3		21,32	0,2175	0,924	21,1025	9,5	2,22
i-C4		3,46	0,00677	0,288	3,4023	3,9	0,874
n-C4		20,15	0,524	2,23	19,626	3,1	6,32
C5		16,15	1,06	4,51	15,09	0,9	16,77
C6		12,0	1,888	8,02	10,112	0,27	37,6
Остаток		20,08	19,74	83,939	0,34	0,026	13,1

Таблица 3.15

Материальный баланс фракционированной конденсации газообразных продуктов

однократного испарения нефти

ется по той же методике, но с дополнительным расчетом скрубберной части колонны, последова­тельность которого проследим на примере.

В скруббер, орошаемый холодной водой, поступает газообразная фракция однократного испарения нефти с температурой 80 ⁰С и дав­лением 0,14 МПа следующего состава (табл. 3.16).

Таблица 3.16

Требуется поступающую газообразную фракцию охладить до 30 ⁰С. Для этого используется холодная вода, подаваемая в простран­ство скруббера в распыленном состоянии. Вода, спускаясь, вступает в контакт с восходящим потоком газа, охлаждая его и орошая скрубберную насадку из колец Рашига. При этом из газа выделяются скон­денсировавшиеся тяжелые углеводороды, вступающие в массообмен. Таким образом осуществляется противоточная конденсация. В ре­зультате проведенного расчета по методике, показанной выше, сос­тавлен материальный баланс конденсации (табл. 3.17).

Тепловым балансом определяют количество тепла, отнимаемое у газа при его охлаждении, и потребность в охлаждающей воде. Затем рассчитывается скруббер с насадкой либо без нее (в зависимости от конкретных условий).

Охлаждаемый газ проходит обычно со скоростью, соответству­ющей началу "захлебывания", определяемой при использовании колец Рашига по следующей формуле:

,

Таблица 3.17

Материальный баланс противоточной конденсации

где – коэффициент орошения; G – количество подаваемой на орошение скруббера воды, кг/ч; L – количество газа в кг/ч (у нас: G = 4800 кг/ч, L = 2604 кг/ч).

Значение f(А) для воды и воздуха определяется из табл. 3.18.

Таблица 3.18

при этом по приведенной таблице

.

Значение , характеризующее принятую насадку, определяется по табл. 3.19.

При принятой нами скрубберной насадке кольцами Рашига 25 х 25 х 3 мм значение . При этом критическая скорость

.

Фактическая скорость обычно принимается w = (0,85—0,9) w_кр. При пересчете на условия газа и воды критическая скорость со­ставляет 0,463 м/с, а фактическая 0,4 м/сек. Эта скорость должна быть проверена на плотность орошения.

Таблица 3.19

Характеристика насадок

Насадка	Поверх­ность в едини­це объема, м2/м2	Сводовый объем, м3/м3	Объемный вес, кг/м3	Приведен­ный диаметр
Кольца Рашига керамические (беспорядочные):
15 х 15 х 2 мм		0,700		0,0085	17,9
25 х 25х 3 мм		0,740		0,015	13,0
35 х 35 х 4 мм		0,780		0,022	9,9
50 х 50 х 5 мм		0,785		0,035	7,7
Кольца Рашига керамические (правильно уложенные):
50 х 50 х 5 мм		0,735		0,027	9,6
80 х 80 х 8 мм		0,720		0,036	8,5
100 х 100 х 10 мм		0,720		0,048	7,3

Под плотностью орошения Н_w следует понимать количество жид­кости, приходящееся на единицу площади поперечного сечения скруб­берной части колонны в единицу времени (м³/м^2.ч). Выбранная плот­ность орошения должна обеспечить полное смачивание насадки при непременном исключении "захлебывания" и определяется по формуле

,

где G – количество воды, подаваемой на орошение, в м³/ч; F – по­верхность насадки, равная 3,14 м².

.

По полученному значению плотности орошения определяем коэффициент смачиваемости насадок (отношение смоченной насадки к полной ее поверхности), пользуясь формулой

.

Поверхность s в единице объема принятой насадки определяется по табл. 35 характеристик насадки и равна 200 м²/м³, а значение f(Н_w) принимается в зависимости от полученной плот­ности орошения по табл. 3.20.

Таблица 3.20

При Н_w = 1,53 м³/м^2.ч величина f(Н_w) = 19,2; тогда коэффи­циент смачиваемости

.

Коэффициент теплопередачи в скрубберах рассматриваемого вида определяется по эмпирической формуле при изучении процессов охлаждения насыщенного водяными парами нефтяного газа:

.

где – начальное парциальное давление водяных паров в газе (в мм рт. ст.); w₀ – скорость неконденсирующегося остаточного газа, приведенная к нормальным условиям, подсчитанная исходя из об­щего сечения скруббера (полого), м/с; С и В — величины, харак­теризующие свойства газа:

Начальное парциальное давление определяется по уравнению

,

где у – молекулярная доля водяных паров в газе (у = 0,239); р – общее давление в системе, равное 0,15 МПа или 1127 мм рт. ст.,

Скорость движения сухого не сконденсировавшегося газа при количестве 0,271 м³/с (приведенном к нормальным условиям) и сечении скруббера 3,14 м² определяется по формуле:

.

Подставляя полученные значения , w₀, В и С в формулу, подсчитываем общий коэффициент теплопередачи:

По полученному значению коэффициента теплопередачи, опреде­ляем объем скрубберной части колонны, пользуясь следующей фор­мулой:

где Q – количество тепла, отнимаемое в скруббере водой (263400 ккал/ч); – средняя разность температур (7,3 ⁰С); s – по­верхность насадки в единице объема (200 м²/м³); – коэффициент смачиваемости насадки (0,305).

Объем скрубберной части колонны составил 5=21,5 м³.

3.3.3 Ректификация полученной при сепарации нефти

газообразной фракции

Схему узла стабилизации по этому варианту можно представить в следующем виде.

Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание (рис. 3.44), поступает в паровые или огневые подогреватели 4, в которых нагревается от 65 – 70 до 120 – 160 ⁰С (либо с 40 ⁰С, если нефть посту­пает непосредственно с промысла, пройдя предварительно теплообмен­ники 2 "нефть – нефть"), откуда направляется в трапы или трапы-ста­билизаторы 5, работающие при давлении до 0,6 – 0,1 МПа. Широкая фракция под остаточным давлением поступает в ректификационную колонну 7. С верха колонны с заданной четкостью ректификации отводятся пары верхнего продукта и орошения, подаваемого в колонну для поддержания температуры. Температура парогазовой смеси после конденсаторов-холодильников 8 снижается, при этом часть смеси конденсируется. Смесь не сконденсировавшегося газа и жидкости поступает в емкость-сепаратор 9, где осуществляется их разделение. Газовый остаток через теплообменник 6 отводится с установки для использования на внутренние нужды или подается на газобензиновый завод, а часть конденсата подается на орошение колонны (в необхо­димом количестве). Оставшаяся часть отводится в бензиновые ем­кости, а затем по бензопроводу на нефтеперерабатывающий либо газобензиновый заводы. Для поддержания температуры низа колонны часть тяжелого остатка рециркулирует через подогреватели, дру­гая часть его забирается насосами 13 и подается в нефть, выходящую из трапа-стабилизатора, восполняя таким образом утраченный ею бензиновый потенциал. Далее нефть под остаточным давлением (если оно достаточно) проходит сырьевые теплообменники, отдав в которых свое тепло, поступает в резервуары товарной нефти, откуда насосами эвакуируется с промыслов на последующую переработку. Сущность процесса ректификации будет описана несколько подробнее при рассмотрении метода стабилизации нефти ее ректификацией.

Если расчетом определяется необходимость поддержания более низкой температуры конденсации, можно применить специальный хладоагент. При этом для пред­отвращения гидратообразований в полостях конденсаторов-холо­дильников 5 в парогазовую смесь перед ними вводятся деэтиленгликоль или метанол.

Разновидности приведенной схемы могут быть следующие.

1. Однократная конденсация испарившейся газообразной фрак­ции с ректификацией образовавшегося при этом конденсата. По этой схеме нефть после обезвоживания и обессоливания дополнительно подогревается до 200 ⁰С, а затем подвергается однократному испаре­нию. Испарившаяся фракция конденсируется, газ отводится на ГБЗ или компрессорные станции, а конденсат насосами подается на ректификацию. С низа ректификационной колонны жидкая фракция возвращается в нефть с установки на восполнение утраченного ею бен­зинового потенциала, а с верха парогазовая часть проходит кон­денсаторы-холодильники, конденсируется (частично или полностью в зависимости от принятого режима). Часть образовавшегося конден­сата отводится с установки, а другая часть подается на орошение ко­лонны для поддержания температуры ее верха. Газовый остаток от­водится в газосборные сети установки или промысла.

Рис. 3.44. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением с ректификацией газового остатка: 1, 3, 10, 12, 13 – насосы; 2, 6 – теплообменники; 4 – подогреватели; 5 – трап-сепаратор; 7 – ректификационная колонна; 8 – конденсаторы-холодильники; 9 – емкость-сепаратор; 11 – подогреватель; 14 – блок обезвоживания и обессоливания; 15 – товарные резервуары; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – газовый остаток; IV – парогазовая смесь; V – газ; VI – тяжелый остаток колонны; VII – нестабильный бензин

2. Другая схема, разработанная в институте Гипровостокнефть, очень проста и представляется в следующем виде. Нефть после обезвоживания и обессоливания при 100 – 110 ⁰С проходит однократное испа­рение. Газовая фаза из колонны однократного испарения проходит конденсацию. Образовавшийся конденсат возвращается в нефть, а газовый остаток компримируется и охлаждается. Образовавшийся при этом конденсат отводится в специальные емкости, а газ – в газосборные сети.

Другой разновидностью описанной схемы следует считать, когда вместо ректификационной колонны в установку вводится абсорб­ционная колонна. Абсорбционный способ извлечения тяжелых фрак­ций из газовых смесей в настоящее время широко распространен на объектах нефтегазоперерабатывающей промышленности и может с успехом использоваться при стабилизации нефтей по одному из при­веденных вариантов. Возможность применения данного способа еще более очевидна, если учесть, что в качестве абсорбента можно исполь­зовать и получаемую стабильную нефть. Технологическая схема ус­тановки стабилизации нефти с абсорбцией широкой фракции будет следующей. Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание (рис.3.45), поступает в подогреватель 4, нагревается до 120 – 160 ⁰С, а за­тем с давлением 0,6 – 0,1 МПа поступает в трап-стабилизатор 5.

Отделившаяся широкая фракция из трапа-сепаратора под остаточ­ным давлением поступает в абсорбер 6, орошаемый охлажденной ста­бильней нефтью (если абсорбционная способность ее отвечает усло­виям, предъявляемым к сорбентам). Из абсорбера (верхней части его) отводится газовый остаток (практически сухой газ – метан, этан, пропан). Более тяжелые углеводороды от бутана и выше поглощаются стабильной нефтью (сорбентом) и из нижней части отводятся на смешение с нефтью, выходящей из теплообменников 2 сырьевой груп­пы. Нефть из трапа-стабилизатора через сырьевую группу теплообмен­ников (в которых стабильная нефть отдает свое тепло поступающей на установку) отводится с установки. Часть стабильной нефти в доста­точном для орошения абсорбера количестве доохлаждается до 30 ⁰С и подается в верхнюю часть его в качестве абсорбента.

Стабилизацию нефтей по данной схеме можно осуществить лишь с целью снижения общей упругости паров нефти для сокращения по­терь ее от испарения при последующем транспорте и хранении (но не с целью получения сырья для химических предприятий).

Рис.3.45. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением и с абсорбцией газового остатка: 1, 3, 8, 9, 12 – насосы; 2 – теплообменники; 4 – подогреватель; 5 – трап-сепаратор; 6 – абсорбер; 7 – скруббер; 10, 11 – холодильники; 13 – блок обезвоживания и обессоливания; 14 – товарные резервуары; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – газовый оста­ток; IV – насыщенная нефть; V – газ; VI – бензин

Если же нефть по своим качествам не может служить абсорбентом, этот способ либо неприемлем, либо несколько усложняется дополни­тельным узлом регенерации насыщенного абсорбента (см. рис. 45, показано пунктиром).

Напомним, что в основу процесса абсорбции положено растворение газов в жидких углеводородных продуктах, химически не взаимодей­ствующих друг с другом.

Ректификация

Как уже отмечалось при однократном испарении нефтей или даже при многократном их испарении нельзя получить паровую или жидкую фазы заданных составов, хотя и можно получить их желаемую концентрацию. При этом количество паровой и жидкой фаз существенно отличается от таковых в исходной нефти. Этими процес­сами нельзя обеспечить полноту и четкость разделения компонентов при стабилизации нефти. Поэтому на стабилизационных установках можно использовать способ ректификации, позволяющий регулировать необходимую глубину извлечения того или иного компонента в за­висимости от поставленной задачи (депропанизация, дебутанизация и депентанизация).

Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание (рис. 3.46), направляется в теплообменную группу 4 при узле стабилизации, в которой за счет тепла отходящего потока стабильной нефти подогре­вается до 150 – 200 ⁰С, а затем поступает в зону питания ректифи­кационной колонны 5. В эвапорационном пространстве зоны питания колонны подогретая нефть разделяется на жидкую и паровую фазы. Паровая фаза, доводится в верхней части колонны до опре­деленной четкости, отводится сверху и поступает в конденсаторы-холодильники 7. Для поддержания температуры верха колонны (65 – 96 ⁰С) подается орошение, равновесное по составу с верхним продуктом. Паровая фаза, представляющая смесь паров верхнего продукта и орошения, пройдя конденсаторы-холодильники, полностью или частично (в зависимости от поставленных условий) конденсируется и поступает в бензиновые сепараторы 8 для отделения конден­сата от несконденсировавшихся газов. Часть конденсата по­дается на орошение колонны, а оставшаяся часть насосами 11 отво­дится в емкости. Жидкая фаза по тарелкам отпарной части поступает в нижнюю часть ко­лонны. Для поддержания температурного режима колонны (для осу­ществления ректификации жидкой части нефти) предусматривается принудительная циркуляция части нефти через печь. С этой целью нефть с низа колонны специальными насосами 12 забирается и по­дается в огневые подогреватели 6, откуда возвращается в колонну с более высокой температурой.

Другая часть нефти с температурой 230 – 280 ⁰С под остаточным давлением в колонне через теплообменники 4 поступает на прием насосов 13, которыми подается в сырьевую группу теплообменников, а затем с температурой 40 – 45 ⁰С в емкости товарной нефти. Для поддержания теплового режима работы теплообменных групп уста­новки, меняющегося в зависимости от обводненности исходного сырья, часть стабильной нефти перед сырьевыми теплообменниками по­догревается в специальных огневых подогревателях 14 и смешивается с основным количеством стабильной нефти. Таким образом, ее тем­пература поддерживается в пределах 130 – 150 ⁰С.

Рис.3.46. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации ректификацией: 1, 3, 10, 11, 12, 13 – насосы; 2, 4 – теплообменники; 5 – ректификационная колонна; 6, 14 – подогреватели; 7 – конденсаторы-холодильники; 8 – сепараторы бензина; 9 – сборник нестабильного бензина; 15 – блок обезвоживания и обессоливания; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – парогазовая смесь; IV – нестабильный бензин; V – газ

Вариантами схемы ректификации нефти являются еще и следу­ющие.

1.Ректификация нефти в одной колонне без полной конденсации верхнего продукта. Пары верхнего продукта и орошения, пройдя конденсаторы-холодильники, либо конденсируются полностью, либо конденсируется лишь часть их, необходимая и достаточная для орошения верха ко­лонны. Несконденсировавшиеся пары поступают на прием компрес­соров, которыми компримируются до давления, достаточного для кон­денсации основной части тяжелых углеводородов, которые отводятся в емкости, а затем на последующую переработку. Газ подается в газосборные сети.

2. Ректификация нефти по схеме с двух­колонным вариантом. При этом нефть поступает после обезвоживания и обессоливания в теплообменники, а затем в первую колонну, работающую на следующем режиме: давление 0,4 – 0,6 МПа, температуры верха 100 ⁰С, низа 220 – 260 ⁰С. Практически с этой колонны отходит широкая фракция, которая после конденсаторов-холодильников в основном конденсируется. Газ отводится в газо­сборные сети, а конденсат насосами подается во вторую колонну, ра­ботающую при давлении 0,7 – 1,2 МПа, температурах верха 66 – 88 ⁰С, низа 110 – 150 ⁰С (в зависимости от состава и характеристики конденсата). С низа первой колонны нефть, отдав свое тепло, отводится с установки.

Фракция с низа второй колонны вводится в стабильную нефть пос­ле первой колонны для восполнения утраченного ею бензинового по­тенциала. С верха второй колонны пары верхнего продукта и ороше­ния проходят конденсаторы-холодильники, конденсируются пол­ностью или частично (в зависимости от заданного режима). Конден­сат частью подается на орошение верха колонны, а остаток отводится в виде нестабильного бензина для последующей переработки. Газ отводится в газосборные сети.

Каждый из приведенных возможных вариантов стабилизации нефти имеет преимущества и недостатки и может быть принят в зависимости от физико-химических свойств нефти и многих других факторов, которые должны быть положены в основу технико-эконо­мического расчета, определяющего приемлемость того или иного варианта.