Новиков А.А., Федяева И.М. Физико-химические основы процессов первичной переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

102

Выход на нефть, %

мс

№

фрак-

ции

Температура

выкипания

фракции, ºС

отдельных

фракций

сум-

мар-

ный

Плотность,

г/см

Мол.

масса

1 2 3 4 5 7

Газ до С4 2,09 2,09

1 нк-30 3,09 5,18

2 30-40 0,89 6,07 0,6376 67

3 40-50 0,65 6,72 0,6443 68

…. ….. ….. ….. ….. …..

31 320-330 1,81 58,40 0,8683 262

32 330-340 2,05 60,45 0,8743 273

33 340-350 2,31 62,76 0,8797 283

остаток >350 36,09 98,85

потери 1,15 100,00

Следует подчеркнуть, что во всех потоках, полученных по-

сле разделения исходной нефти, физико-химические характери-

стики узких фракций (в приведенном фрагменте – столбцы 5 и 7)

будут неизменны. В продуктах ОИ и других процессов, не свя-

занных с химическими превращениями углеводородов, будет

меняться лишь относительное содержание узких фракций

(столбцы 3 и 4) и, следовательно, средние характеристики сме-

сей – плотность, средн

ие молярная масса и мольная температура

кипения.

4.3.3. Алгоритм расчета

Базовый алгоритм расчета однократного испарения сложных

углеводородных систем рассмотрим на примере разделения сы-

рой нефти, фрагмент характеристик которой приведен выше.

1. Аппроксимация данных таблицы ИТК.

1.1. Для построения графиков и аппроксимации исходной

табличной информации преобразуем исходную таблицу, введя

столбцы Т

нк

, Т

кк

, Т

ср

и приведя ее к виду:

103

Выход на нефть

№

фракции

нк

, ºС t

ср

, ºС t

кк

, ºС

мс.

ρ,

г/см

1 2a 2б 2в 3 4 5 7

0 10 20 2,09 2,09

1 20 25 30 3,09 5,18

2 30 35 40 0,89 6,07 0,6376 67

3 40 45 50 0,65 6,72 0,6443 68

…. ….. ….. ….. …..

31 320 325 330 1,81 58,40 0,8683 262

32 330 335 340 2,05 60,45 0,8743 273

33 340 345 350 2,31 62,76 0,8797 283

остаток 350 - 36,09 98,85

потери 1,15 100,00

Примем при этом, для упрощения изложения алгоритма, что

температуры кипения фракции «до С

» → 0-20ºС, а фракции

«НК-40» → 20-40ºС. Таким образом, Т

нк, min

= 0ºС.

Для расчета однократного испарения исходной нефти необ-

ходима информация о характеристиках узких фракций на всем

интервале ИТК нефти. Атмосферную перегонку нефти на аппа-

рате АРН-2 проводят только до 350ºС, использование вакуумной

перегонки позволяет расширить этот интервал до 490ºС и выше.

Однако в любом случае необходимо определение расчетной (ги-

потетической) величины конца кипения нефти Т

кк,max

, соответст-

вующей S%

мс.

~100% и расчет характеристик высококипящих

фракций нефти, не входящих в исходную экспериментальную

таблицу ИТК. При этом следует учитывать, что экстраполяция

экспериментальных данных в область высоких температур кипе-

ния связана с определенными неточностями.

1.2. Аппроксимация зависимости S%

мс.

– Т

кк

, определение

кк,max

, соответствующей S%

мс.

= 100%.

Кривая ИТК типовой нефти и аппроксимирующее уравнение

приведены на рис. 18, эта же кривая в координатах (Т

кк

ÆS%

мс

) –

на рис. 19. Максимальному выходу S%

мс.

= 100% по аппрокси-

мирующим уравнениям соответствует Т

кк,max

= 510ºС.

104

1.3. Аппроксимация зависимостей плотности и молярной

массы от средней температуры кипения узких фракций.

Экспериментальные кривые плотности и молярной массы уз-

ких фракций типовой нефти и аппроксимирующие уравнения

приведены соответственно на рис. 20 и рис. 21, соответственно.

Этим завершается первичная обработка данных таблицы ИТК.

Итерационную процедуру расчета однократного испарения

нефти и нефтяных фракций целесообразно выполнять в ср

еде

Microsoft Excel, поэтому далее последовательность формул будет

иллюстрироваться фрагментами и блоками расчетных таблиц

рабочего листа Microsoft Excel.

2. Формирование численного аналога экспериментальной

таблицы ИТК

2.1.Задание n – числа фракций, на которые будет поделена

нефть на всем интервале ИТК от Т

нк,min

= 0ºС до Т

кк,max

=510ºС и

расчет температурного интервала выделения фракций

∆T = (Т

кк,max

- Т

кк,max

)/n.

При n = 12 температурный интервал составляет

∆T = (510-0)/12 = 42,5

С.

2.2. Расчет температурных интервалов кипения, содержания

и характеристик выделяемых фракций по аппроксимирующим

уравнениям. Последовательность расчета:

нк,1

= Т

нк,min

, t

нк,i

= t

нк,i-1

+∆T, i=2,…,n,

нк,1

= t

нк,1

+∆T, t

кк,i

= t

кк,i-1

+∆T, i=2,…,n,

при этом должно выполняться t

кк,n

= Т

кк,max

ср,i

= (t

нк,i

+ t

кк,i

)/2,

мс,i

= 9,940·10

-5

·t

кк,i

+ 0,1456·t

кк,I

= 8,312·10

-9

·t

ср,i

– 6,814·10

-6

·t

ср,i

+ 2,280·10

-3

·t

ср,i

+ 0,5626,

= 9,292·10

-4

·t

ср,i

+ 0,3258·t

ср,i

+ 57,84,

мс,1

= S%

мс,1

, %

мс,i

= S%

мс,i-1

– S%

мс,I

, i = 2,…,n,

при этом должно выполняться ∑(%

мс,i

) = 100%.

105

кк

= 9,21*10

-05

(S%

мс

)

- 2,64*10

-02

(S%

мс

)

+ 6,82 (S%

мс

)

100

200

300

400

500

600

0 20406080100

мс

кк

Рис. 18 Аппроксимация кривой ИТК типовой нефти в координатах

(S%мс – tкк)

мс

= 9,940*10

-05

кк

+ 1,456*10

-01

кк

100

0 100 200 300 400 500 600

кк

мс

Рис. 19 Аппроксимация кривой ИТК типовой нефти в к координатах

(Ткк – S%мс )

106

= 8,31*10

-0 9

ср

- 6,81*10

-0 6

ср

+ 2,28*10

-0 3

ср

+ 0,563

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

0 100 200 300 400 500 600

t кип, ср,

Плотность, г/мс

Рис. 20 Аппроксимация зависимости плотности узких фракций типовой нефти

от средней температуры кипения

М = 9,29*10

-0 4

ср

+ 0,326*t

ср

+ 57,84

100

200

300

400

500

600

0 100 200 300 400 500 600

t кип, ср,

Молярная масса

Рис. 21 Аппроксимация зависимости молярной массы узких фракций

от средней температуры кипения

107

Расчетные характеристики исходной нефти

n t

нк,i

ср,i

кк,i

мс.

мс,i

1 2 3 4 5 6 7 8

1 0,0 21,3 42,5 6,36 0,608 65 6,36 0,613

2 42,5 63,8 85,0 13,08 0,682 82 6,72 0,687

3 85,0 106,3 127,5 20,16 0,738 103 7,08 0,742

4 127,5 148,8 170,0 27,59 0,778 127 7,44 0,782

5 170,0 191,3 212,5 35,39 0,808 154 7,80 0,811

6 212,5 233,8 255,0 43,54 0,829 185 8,15 0,833

7 255,0 276,3 297,5 52,06 0,848 219 8,51 0,851

8 297,5 318,8 340,0 60,93 0,866 256 8,87 0,870

9 340,0 361,3 382,5 70,16 0,889 297 9,23 0,892

382,5 403,8 425,0 79,75 0,919 341 9,59 0,923

425,0 446,3 467,5 89,69 0,962 388 9,95 0,965

467,5 488,8 510,0

100,0

1,020 439 10,31 1,022

Продолжение расчетной таблицы

n K

F(t

ср,i

) Х

мс,i

/М

мл,i

мс,i

/ρ

об,i

мс,i

/ρ

об,i

1 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1 13,2 8,362 0,064 0,0010 0,167 0,105 0,087 0,104 0,086

2 12,3 6,672 0,067 0,0008 0,140 0,098 0,082 0,098 0,082

3 11,8 5,436 0,071 0,0007 0,118 0,096 0,080 0,095 0,080

4 11,6 4,505 0,074 0,0006 0,101 0,096 0,079 0,095 0,079

5 11,6 3,786 0,078 0,0005 0,087 0,097 0,080 0,096 0,080

6 11,6 3,218 0,082 0,0004 0,076 0,098 0,082 0,098 0,082

7 11,7 2,760 0,085 0,0004 0,067 0,100 0,083 0,100 0,083

8 11,7 2,385 0,089 0,0003 0,059 0,102 0,085 0,102 0,085

9 11,7 2,073 0,092 0,0003 0,053 0,104 0,086 0,103 0,086

10 11,5 1,811 0,096 0,0003 0,048 0,104 0,087 0,104 0,087

108

n K

F(t

ср,i

) Х

мс,i

/М

мл,i

мс,i

/ρ

об,i

мс,i

/ρ

об,i

1 10 11 12 13 14 15 16 17 18

11 11,3 1,587 0,099 0,0003 0,044 0,103 0,086 0,103 0,086

12 10,8 1,395 0,103 0,0002 0,040 0,101 0,084 0,101 0,084

Суммы

строкÆ

1,000 0,0058 1,000 1,205 1,000 1,199 1,000

∑Х

мс,i

Σ(Х

мс,i

/М

)

∑Х

мл,i

Σ(Х

мс,i

/ρ

)

∑Х

об,i

Σ(Х

мс,i

/ρ

)

∑Х

об,i

n Х

мл,i

·М

мл,i

⋅t

ср,i

мс,i

/ρ

1 19 20 21

1 10,91 3,56 0,105

2 11,52 8,92 0,098

3 12,14 12,53 0,096

4 12,75 14,95 0,096

… …. …. ….

9 15,83 19,27 0,104

10 16,44 19,48 0,104

11 17,06 19,61 0,103

12 17,67 19,68 0,101

13 171 190 1,205

Σ(Х

мл,i

·М

) Σ(Х

мл,i

⋅t

ср,i

) Σ(Х

мс,i

/ρ

)

ср

171 190 0,830

3. Формирование блока «Расчетные характеристики

узких фракций исходной нефти»

3.1. В формулы для расчета энтальпии смесей и потоков и

другие, применяемые в практических расчетах технологических

109

процессов, входит значение плотности

. Она пересчитыва-

ется следующим образом:

– a·(t – 20),

(4.29)

a = 0,001828 – 0,00132·

(4.30)

где t – температура, ºС, в данном случае t = 15ºС.

3.2. Расчет характеризующего фактора, отражающего хими-

ческую природу и степень парафинистости фракции. Характери-

зующий фактор определяется по формуле

= (1,216 T

ср,i

1/3

(4.31)

где T

ср,i

– средняя молярная температура кипения, К,

– относительная плотность нефтепродукта.

Средние значения характеризующего фактора следующие:

парафинистые нефтепродукты 12,5-13,0

нафтеноароматические 10-11

ароматизированные 10

продукты крекинга 10-11

3.3. Расчет функций средних температур кипения фракций

F(t

ср,i

), которые будут использованы в дальнейшем при расчете

констант парожидкостного равновесия

F(t

ср,i

) = 1250/{[( t

ср,i

+ 273)

+ 108000]

0,5

– 307,6} – 1, (4.32)

3.4. Расчет массовых долей фракций исходной нефти

мс,i

= %

мс,i

/100. (4.33)

3.5. Расчет мольных долей фракций исходной нефти

мл,i

= (Х

мс,i

/М

) / Σ(Х

мс,i

/М

(4.34)

3.6. Расчет объемных долей фракций

об,i

= (Х

мс,i

/ρ

) / Σ(Х

мс,i

/ρ

(4.35)

110

об,i

= (Х

мс,i

/ρ

) / Σ(Х

мс,i

/ρ

(4.36)

Для сумм массовых, мольных, объемных долей должно

соблюдаться

Σ(Х

) = 1.

Массовое, мольное и объемное содержание фракций в

исходной типовой нефти приведено на рис. 22.

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0 100 200 300 400 500

t кип,ср,

Доли единицы

- Xмс, - Xмл, - Хоб при 20оС.

Рис. 22 Массовое, мольное и объемное содержание

узких фракций в типовой нефти

4. Формирование блока «Расчетные средние

характеристики исходной нефти»

4.1. Средняя молярная масса. Молярную массу смеси рассчи-

тывают по правилу аддитивности исходя из известного состава и

молярных масс компонентов:

ср

= Σ(Х

мл,i

·М

) = 1/Σ(Х

мс,i

/М

(4.37)

Для типовой нефти М

ср

= 171.

111

4.2. Средняя плотность. Плотность является аддитивным

свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов

плотность смеси может быть определена:

по массовым долям

ср

= 1 / Σ(Х

мс,i

/ρ

(4.37)

по объемным долям

ср

= Σ( Х

об,i

(4.38)

Для типовой нефти

ср

= 0,830.

4.3. Средняя температура кипения. Наиболее употребитель-

ной является средняя мольная температура кипения t

ср,мл

(далее –

ср

), которая рассчитывается по формуле

ср

= Σ(Х

мл,i

⋅t

ср,i

(4.39)

где t

ср,i

– среднеарифметическая температура кипения узких

фракций,°С.

Для типовой нефти нефти Т

ср мл

= 190

С.

Этим завершается расчет свойств нефти и начинается соб-

ственно расчет однократного испарения нефти и нефтяных

фракций.

Следует подчеркнуть, что весь расчет характеристик исход-

ной смеси – сырой нефти проводился на основе данных о ее мас-

совом составе. В последующем, при расчете характеристик про-

межуточных продуктов ОИ основой будет служить мольный со-

став потоков, поскольку именно он явля

ется первичным резуль-

татом расчета процесса однократного испарения.

5. Расчетный блок однократного испарения «Х

ХУ»

Здесь и далее под обозначением Х

будут подразумеваться

характеристики жидкой углеводородной смеси до однократного

испарения, т.е. в данном случае расчетные характеристики ис-

ходной нефти.

Материальный баланс процесса однократного испарения

(раздел 4.2) дает нам формулу для расчета мольного состава

жидкой и паровой фаз в условиях равновесия

мл i

= Х

мл,i,0

/ [1 + е

мл

⋅(k

– 1)],

(4.40)