Ахметов А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

391

поля высокого напряжения. После охлаждения в теплообменниках

обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготов

ленной нефти, а на секции ЭЛОУ комбинированных установок она без

охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти

3.1.3. Подготовка горючих газов к переработке

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообразных

горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и ал

кенов С

–C

), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбавленных

такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, аргон, гелий и

пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в зависи

мости от происхождения на следующие группы:

1) природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добы

ваемые из чисто газовых месторождений;

2) нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолекулярных

гомологов (С

–С

), добываемые попутно с нефтью;

3) газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добываемые

из газоконденсатных месторождений;

4) искусственные, к которым относятся:

— нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;

— газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, до

менный и др.).

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы делятся:

— на слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы

менее 20 и 36 мг/м

соответственно (то есть ниже допустимых норм

по отраслевому стандарту ОСТ 51.40

—83 «Газы горючие природные,

подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подверга

ются специальной сероочистке;

— сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, сернистые

и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу бо

лее 20 и 36 мг/м

соответственно, подлежащие обязательной очистке

от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу

(только при переработке малосернистых газов допускается сжига

ние газов регенерации на факелах).

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионно-

агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде

способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят

к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует

удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов.

392

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в ра-

боте газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой под

готовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что

особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, которые

приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой причине го

рючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонен

тов, обязательной осушке до допустимых норм (табл. 3.3). На практике

о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под

этим термином температуру, ниже которой водяной пар конденсируется

(выпадает в виде «росы»).

Таблица

3.3 — Требования к качеству природных горючих газов,

подаваемых в магистральные газопроводы

(ОСТ 51.40.—83)

Показатель

Климатический район

умеренный холодный

I* II* I II

Точка росы газа, °С, не выше:

по влаге 0 –5 –10

–20

по углеводородам 0 0 –5

–10

Содержание, г/м

, не более:

механических примесей 0,003 0,003 0,003

0,003

сероводорода 0,02 0,02 0,02

0,02

тиоловой серы 0,036 0,036 0,036 0,036

Объемная доля кислорода, %, не более 1 1 1 1

* I – с 01.05. по 30.09; II – с 01.10 по 30.04.

В табл. 3.4 приведен состав природных горючих газов некоторых

газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего

СССР.

Осушка горючих газов. В газовой промышленности для осушки

природных газов наиболее широко используют абсорбционный про

цесс с применением преимущественно в качестве абсорбента высоко

концентрированных растворов гликолей — диэтиленгликоля (ДЭГ)

и триэтиленгликоля (ТЭГ). В последнее время применяют также про

пиленгликоль (ПГ). По таким показателям, как летучесть, следова

тельно, и расход абсорбента, осушительная способность, склонность

к пенообразованию, устойчивость к окислению и термическому раз

393

ложению, коррозионная активность и некоторым другим, ДЭГ и ТЭГ

более предпочтительны и потому находят в абсорбционных процессах

осушки газов преимущественное применение по сравнению с моно-

этиленгликолем. Процесс осушки газов включает 2 стадии: абсорбцию

и десорбцию влаги – и осуществляется соответственно в двух аппаратах

колонного типа с тарелками (или насадками) — абсорбере и десорбе

ре. Абсорбция проводится при температуре около 20 °С и повышенном

давлении —

2…6 МПа, а десорбция – при пониженном давлении и по-

вышенной температуре 160

…190 °С. Принципиальная схема установки

осушки газов гликолями представлена на рис. 3.4.

Таблица

3.4 — Примерный состав газа некоторых газовых,

газоконденсатных и нефтяных месторождений

бывшего СССР, % об.

Месторождение СН

выше

СО

S N

Газовое

Уренгойское

96,00 0,09 0,01 0,00 0,01 0,49 — 3,40

Медвежье 99,20 0,08 0,01 0,07 0,02 0,06 — 0,57

Ямбургское 95,20 0,04 0,01 0,00 0,01 0,30 — 4,00

Ставропольское 98,80 0,30 0,20 0,10 — 0,20 — 0,40

Газлинское 92,70 3,20 0,90 0,47 0,13 0,10 — 2,50

Газоконденсатное

Астраханское 54,15 5,54 1,68 0,93 1,57 21,55 12,60 1,98

Оренбургское 81,70 4,50 1,80 1,00 3,55 2,35 4,00 1,10

Карачаганакское 75,31 5,45 2,62 1,37 5,98 4,79 3,69 0,79

Вуктыльское 75,00 9,00 3,90 1,80 5,20 0,10 — 5,00

Шатлыкское 95,70 1,70 0,23 0,04 0,02 1,24 — 1,40

Нефтяное

Ромашкинское 39,00 20,00 18,50 6,20 4,70 0,10 — 11,50

Туймазинское

41,00 21,00 17,40 6,80 4,60 0,10 2,00 7,10

Ишимбайское 42,40 12,00 20,50 7,20 3,10 1,00 2,80 11,00

Шкаповское 47,00 14,10 27,20 9,50 5,20 — — —

Жирновское 82,00 6,00 3,00 3,50 1,00 5,00 — 1,50

Мухановское 30,10 20,20 23,60 10,60 4,80 1,50 2,40 6,80

Небит—Дагское 85,70 4,00 3,50 2,00 1,40 2,09 0,01 1,30

394

Очистка горючих газов от сероводорода и диоксида углерода.

Для очистки горючих газов от кислых компонентов или одного из них

промышленное применение в настоящее время нашли следующие

основные процессы:

— абсорбционные

, основанные на использовании жидких поглотите-

лей – физических или химических абсорбентов или их смесей

(ком-

бинированных абсорбентов);

— адсорбционные

, с использованием твердых поглотителей (активи-

рованных углей, природных или синтетических цеолитов и др.);

— окислительные, основанные на химическом превращении сернис-

тых соединений

(сероводорода и меркаптанов) в элементарную

серу

(Джиаммарко – Ветрокок-, Стретфорд-процессы) или ком-

бинированном использовании процессов щелочной очистки газов

и каталитической окислительной регенерации щелочного раствора

(типа Мерокс-процесса).

В физических абсорбционных процессах в качестве абсорбентов

применяют диметиловый эфир полиэтиленгликоля

(селексол-процесс),

N-метилпирролидон, пропиленкарбонат

(флюор-процесс) трибутил-

фосфат, ацетон, метанол и др. В качестве химических абсорбентов (хе-

мосорбентов) широко используют амины, щелочь, аммиак, карбонат

калия и др

. Из комбинированных абсорбционных процессов, исполь-

зующих в качестве поглотителя смесь физических и химических по

глотителей, наиболее широкое практическое распространение получил

процесс «Сульфинол» с использованием сульфолана и диизопропано

ламина. В отечественной газовой промышленности и нефтепереработ-

ке преобладающее применение получили процессы этаноламиновой

очистки горючих газов

. Из аминов преобладающее применение нашли

Рис. 3.4. Принципиальная схема установки

осушки природного газа гликолями:

I — сырой газ; II — осушенный газ; III — насыщен

ный гликоль; IV — регенерированный гликоль;

V — конденсат воды; VI — конденсат углеводо

родов и воды; К-1 — абсорбер; К-2 — десорбер;

С-1 и С-2 — сепараторы-каплеотбойники; Е — ем

кость – сборник конденсата

395

в нашей стране моноэтаноламин (МЭА), за рубежом — диэтаноламин

(ДЭА). Среди аминов МЭА наиболее дешевый и имеет такие преиму

щества, как высокая реакционная способность, стабильность, высокая

поглотительная емкость, легкость регенерации. Однако ДЭА превос

ходит МЭА по таким показателям, как избирательность, упругость

паров, потери от уноса и химических необратимых взаимодействий,

энергоемкость стадии регенерации и некоторым другим.

Процесс моноэтаноламиновой очистки газов от H

S и СО

основан

на хемосорбционном их взаимодействии с образованием легко разла

гаемых при нагревании солей:

2RNH

S (RNH

)

(RNH

)

S+H

S 2RNH

HS;

2RNH

+CO

O (RNH

)

;

(RNH3)

+CO

O 2RNH

HCO

где R — группа ОН–СН

–СН

–.

Согласно принципу Ле-Шателье, понижение температуры и повы

шение давления способствуют протеканию реакций в прямом направ

лении, а повышение температуры и понижение давления — в обратном

направлении. Это положение является определяющим при выборе ре

жимов очистки газа и регенерации насыщенного абсорбента. Обычно

стадию абсорбции кислых газов проводят при давлении около 1,5

МПа

и температуре 25

…40 °С, а регенерацию – пpи температуре ≈ 130 °С

и давлении 0,15…0,2 МПа. Концентрация МЭА составляет 15…20 %.

Этаноламиновая очистка горючих газов ведется на установках

(рис. 3.5), состоящих из абсорбера и десорбера колонного типа (обо

рудованного соответственно

≈ 20 и 15 тарелками) и вспомогательного

оборудования. В низ абсорбера

К-1 поступает исходный газ, противо-

током контактирует с нисходящим потоком раствора МЭА. С верха

К-1 через каплеотбойник уходит очищенный газ, а снизу – насыщен-

ный раствор МЭА, который нагревается в теплообменнике (и при

необходимости пароподогревателе ) до температуры 80

…90 °С и по-

ступает в верхнюю часть десорбера

К-2. Из К-2 сверху уходят H

и СО

, снизу — регенирированный раствор МЭА. Часть этого раствора

подогревается в паровом кипятильнике и возвращается в десорбер для

подвода тепла, а остальное количество охлаждается в теплообменнике

и холодильнике и подается на верх абсорбера. На верх десорбера подает

ся водный конденсат из сепаратора

С-2, выводимый с верха К-2 вместе

с кислыми газами после конденсации в конденсаторе-холодильнике.

396

3.2. Теоретические основы процессов перегонки нефти и газов

С основными закономерностями процессов физической переработ-

ки нефти и газов, в частности перегонки и ректификации, а также кон

струкцией и принципами работы их аппаратов студенты ознакомились

в курсе «Процессы и аппараты нефтепереработки». В этой связи ниже

будут изложены лишь обобщающие сведения по теоретическим осно

вам процессов, получивших в нефтепереработке наименование первич

ной (прямой) перегонки (переработки), подразумевая, что продукты

этих головных на НПЗ процессов будут подвергаться далее вторичной

(физической или химической) переработке с получением товарных неф-

тепродуктов или их компонентов.

3.2.1. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти и газов

Перегонка (дистилляция) — это процесс физического разделения

нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга

и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре)

кипения. По способу проведения процесса различают простую и слож

ную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным

или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном на

гревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным

отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки

нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной прак

тике при определении их фракционного состава.

Рис. 3.5. Принципиальная схема установки

этаноламиновой очистки горючих газов:

I — сырьевой газ; II — очищенный газ; III — насыщен-

ный расвор амина; IV — регенерированный раствор

амина; V — кислые газы; VI — водный конденсат;

К-1 — абсорбер; К-2 — десорбер; С-1 — каплеотбойник;

С-2 — сепаратор

397

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до за-

данной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары

однократно отделяются от жидкой фазы — остатка. Этот способ, по

сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при

одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное

его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достиже

ния максимального отбора паров при ограниченной температуре на

грева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последо

вательном повторении процесса однократной перегонки при более вы

соких температурах или низких давлениях по отношению к остатку

предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегма

цией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсиру

ют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара.

В результате однократного контактирования парового и жидкого по

токов уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низко

кипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость

разделения смесей.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в хими

ческой и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществля

емый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократно

го противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование

потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в наса

дочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных

колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости

на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между

ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением сис-

темы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компо

ненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается

низкокипящими, а жидкость — высококипящими компонентами. При

достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного

устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут

достичь состояния равновесия, то есть температуры потоков станут оди

наковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия.

Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового

равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической

тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процес

са (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое

398

число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракциони-

рования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемо

го сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется

однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше пита

тельной секции, служит для ректификации парового потока и назы

вается концентрационной (укрепляющей), а другая — нижняя часть,

в которой осуществляется ректификация жидкого потока, — отгонной,

или исчерпывающей, секцией.

Различают простые и сложные колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сы

рья) на два продукта: ректификат (дистиллят), выводимый с верха ко

лонны в парообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт

ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь

более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором допол

нительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов

и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специаль

ных отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн

нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Для разделения бинарных или многокомпонентных смесей на

2 компонента достаточно одной простой колонны (если не предъявля

ются сверхвысокие требования к чистоте продукта). Для разделения

же многокомпонентных непрерывных или дискретных смесей на более

чем 2 компонента (фракции) может применяться одна сложная колонна

либо система простых или сложных колонн, соединенных между собой

в определенной последовательности прямыми или обратными паро

выми или (и) жидкими потоками. Выбор конкретной схемы и рабочих

параметров процессов перегонки определяется технико-экономичес-

кими и технологическими расчетами с учетом заданных требований

по ассортименту и четкости разделения, термостабильности сырья

и продуктов, возможности использования доступных и дешевых хла

доагентов, теплоносителей и т. п.

Четкость погоноразделения — основной показатель эффективнос-

ти работы ректификационных колонн – характеризует их разделитель

ную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей

концентрацией целевого компонента в продукте. Применительно к рек

тификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой

чистотой отбираемых фракций, то есть долей компонентов, выкипаю-

щих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления сме

399

си в отобранных фракциях (дистиллятах или остатке), а также отбором

фракций от потенциала. Как косвенный показатель четкости

(чистоты)

разделения на практике часто используют такую характеристику, как на

легание температур кипения соседних фракций в продукте. В промыш

ленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по

отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения

сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуются соот

ветственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты

В нефтепереработке

, например, в качестве критерия достаточно высо-

кой разделительной способности колонн перегонки нефти на топлив

ные фракции считается налегание температур кипения соседних фрак

ций в пределах 10…30 °С.

Установлено

, что на разделительную способность ректификацион-

ных колонн значительное влияние оказывают число контактных сту

пеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз

. Для получения

продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду

с другими параметрами ректификационной колонны

(давление, темпе-

ратура, место ввода сырья и т

. д.), иметь достаточное число тарелок (или

высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число

(R) характеризует соотношение жидкого и паро-

вого потоков в концентрационной части колонны и рассчитывается как

R = L/D, где

L и D — количества соответственно флегмы и ректификата.

Паровое число

(П) характеризует соотношение контактирующихся

потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны

, рассчитываемое

как П = G/W, где

G и W — количества соответственно паров и кубового

продукта.

Число тарелок

(N) колонны

(или высота насадки) определяет-

ся числом теоретических тарелок

(NТ), обеспечивающим заданную

четкость разделения при приня

том флегмовом

(и паровом) числе,

а также эффективностью контакт

ных устройств

(обычно КПД реаль-

ных тарелок или удельной высотой

насадки, соответствующей 1 теоре

тической тарелке). Зависимость чис

ла теоретических тарелок от флегмо

вого числа колонны можно выразить

в виде графика, как это представлено

на рис. 3.6.

�

MIN

� � � � ��

MIN

Рис. 3.6. Зависимость числа теоретических та-

релок NТ в колонне от флегмового числа R при

заданной четкости разделения смеси

400

Анализ графика позволяет выявить следующую закономерность,

обусловливающая граничные пределы нормального функционирова

ния ректификационных колонн: заданная четкость разделения смесей

может быть обеспечена (достигнута) лишь при одновременном вы

полнении ограничений по флегмовому числу и числу теоретических

тарелок:

мин

< R <

∞

> N

мин

где – R

мин

и N

мин

— минимальные значения соответственно флегмового

числа и числа теоретических тарелок.

Любая точка на кривой (рис. 3.6) может быть выбрана в качестве

рабочей. Это означает, что заданная четкость разделения смеси может

быть достигнута бесконечным множеством пар чисел

NТ и R. Как сле-

дует из рисунка, флегмовое число, следовательно, и количество ороше

ния в колонне изменяется от минимального значения до бесконечно

большой величины; при этом необходимое для обеспечения заданной

четкости разделения число тарелок будет изменяться соответственно от

бесконечно большой величины до некоторой минимальной. Очевидно,

при увеличении количества орошения будут расти эксплуатационные

затраты (связанные с расходом энергии на перекачку, тепла в кипятиль

нике и холода в конденсаторах), а капитальные затраты вначале будут

существенно уменьшаться в результате снижения высоты, а затем расти

из-за увеличения диаметра колонны. Из опыта эксплуатации колонн

установлено, что оптимальное значение флегмового числа, соответству

ющее минимуму общих затрат на ректификацию (рис. 3.7), не намного

превышает минимально необходимое R

мин

опт

мин

где

— коэффициент избытка флегмы (в пределах 1,0…1,3).

Фактическое число тарелок

определяется либо аналитическим

расчетом (на ЭВМ с использованием уравнений равновесия фаз, ма

териального и теплового балансов потоков), либо исходя из опытных

данных с учетом эффективного КПД тарелки η

= N

/η

В зависимости от конструкции и места расположения в колонне η

изменяется в пределах 0,3

…0,9. На технико-экономические показатели

и четкость погоноразделения ректификационной колонны, кроме ее раз

делительной способности, в значительной степени влияют физические

свойства (молекулярная масса, плотность, температура кипени

я, лету-