Атмосферная перегонка нефти и первичная обработка нефти и газа

Типичная схема установки низкотемпературной сепарации (УНТС) представлена на рис. 2. Сырой газ со скважин поступает на первую ступень сепарации 1, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 2 и 3 для рекуперации холода с дросселированных потоков газа и конденсата. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками впрыскивают монодиэтиленгликоль (ЛЕГ) или метанол. При наличии свободного перепада давления (избыточного давления промыслового газа) охлажденный газ из теплообменников поступает в расширительное устройство - дроссель или детандер. При отсутствии свободного перепада давления газ направляют в испаритель холодильного цикла, где используется внешний хладагент, например сжиженный пропан. После охлаждения в расширительном устройстве или испарителе газ поступает в низкотемпературный сепаратор 5. где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Газ из сепаратора 5 через теплообменник 2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза через дроссель 4 поступает в трехфазный сепаратор в. откуда газ выветривания эжектором возвращается в основной поток. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу сепаратора в. направляется на регенерацию, а выветренный конденсат через теплообменник 3 - на стабилизацию на установку стабилизации конденсата (УСК).

 

 

Рисунок 2 - Схема установки низкотемпературной сепарации (УНТС)

Основные факторы, влияющие на процесс НТС

На эффективность работы установок НТС большое влияние оказывают состав сырьевого газа, температура, давление, эффективность оборудования и число ступеней сепарации.

Состав сырьевого газа. Чем тяжелее состав исходной смеси (чем больше средняя молекулярная масса газа), тем выше степень извлечения жидких углеводородов. Однако, начиная с некоторого состава (средняя молярная температура кипения около минус 133'С. молекулярная масса примерно 22), утяжеление состава исходной смеси практически не оказывает влияния на степень извлечения компонентов С.

Для тощих исходных смесей для повышения степени извлечения жидких углеводородов иногда используют метод сорбции в потоке, т.е. осуществляют впрыск в поток исходной смеси стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей на некотором расстоянии от сепаратора. Таким образом производится утяжеление смеси, а следовательно, и повышается степень извлечения компонентов С.

Влияние температуры. Температуру на установках НТС выбирают исходя из необходимой точки росы для транспортировки газа по трубопроводу в однофазном состоянии.

Для легких газов (средняя молекулярная масса не более 22, средняя молекулярная температура кипения минус 156-133*С) снижение температуры сепарации от 0 до минус 40 0С обеспечивает существенный рост степени извлечения конденсатообразующих компонентов.

Для жирных газов (средняя молекулярная масса более 22, средняя молекулярная температура кипения больше минус 133 0С) влияние температуры на степень извлечения жидких углеводородов мало.

Таким образом, чем легче состав исходной смеси, тем более низкая температура требуется для выделения жидких углеводородов на установках НТС для достижения заданной точки росы.

Влияние давления. Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычно используемых давлений (5-7.5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С. и выше. Более важен свободный перепад давления, позволяющий достигать низких температур сепарации.

В период снижения пластового давления эффективность работы установок НТС поддерживается на прежнем уровне за счет ввода дожи много компрессора и внешнего холодильного цикла.

Эффективность оборудования. На эффективность работы установок НТС влияет используемый источник холода. В процессе длительной эксплуатации скважин и при снижении пластового давления замена изо энтальпий но го расширения (дросселирование) на изоэнтропное (расширение в детандерах) позволяет эффективнее использовать свободный перепад давления и при одном и том же перепаде давления при детандировании потока достигать более низких температур сепарации.

На более поздних стадиях эксплуатации скважин, когда свободный перепад давления практически отсутствует, на эффективность работы установок ИТ С будет оказывать влияние выбранный хладагент, его расход в испарителе и поверхность теплообмена.

Число ступеней сепарации. На газоконденсатных месторождениях при подготовке к транспортировке используют двух- и трехступенчатые схемы НТС.

При одинаковых параметрах (давление и температура) последней ступени охлаждения чем меньше число ступеней сепарации. тем больше выход жидкой фазы и тем меньше содержание углеводородов С в товарном газе. Но при одноступенчатой сепарации чрезмерно высоки потери компонентов газа с углеводородным конденсатом. Увеличение ступеней сепарации повышает четкость разделения газовой и жидкой фаз.

Но мере длительной эксплуатации скважин эффективность работы установок НТС снижается по двум причинам:

уменьшение свободного перепада давления вследствие снижения пластового давления: облегчение состава газа.

Следовательно, при длительной эксплуатации месторождений сепарация газа должна осуществляться при более низких температурах. На практике, наоборот, при длительной эксплуатации установок НТС температура сепарации постоянно повышается при одновременном облегчении состава.

Таким образом, установки НТС имеют следующие недостатки:

снижение эффективности процесса вследствие облегчения состава газа и повышения температуры НТС:

- необходимость  реконструкции установки с заменой  источника холода после исчерпания  свободного перепада давления:

- необходимость  применения ингибитора гидратообразования, что усложняет и удорожает схему процесса по причине введения в схему блока отделения и регенерации ингибитора: высокие потери целевых компонентов с товарным газом: относительно низкие степени извлечения газового конденсата для тощих газов.

К достоинствам установок НТС можно отнести следующие: низкие капитальные вложения и эксплуатационные затраты при наличии свободного перепада давления: одновременно с сепарацией имеет место осушка газа до точек росы, необходимых для транспортировки газа по магистральным газопроводам.

 

 

 

Жалюзийные сепараторы снабжены жалюзийными насадками, представляющими собой шкет криволинейных листов, уложенных на некотором расстоянии друг от друга на образующих криволинейные каналы. Двухфазный поток проходит через криволинейные каналы, где за счет инерционных сил осаждается тяжелая фаза. Эффективность сепарации в значительной степени зависит от равномерности укладки жалюзи в пакете. Для более равномерного распределения газа в сечении отбойной насадки рекомендуется располагать плоскость отбойного пакета на расстоянии, равном не менее половины максимальной ширины отбойного пакета от входного и выходного штуцеров.

В центробежных сепараторах: на осаждение жидкой фазы большое влияние оказывают следующие факторы: неравномерность распределения поля скоростей газа по сечению аппарата, зависимость траектории частиц тяжелой фазы от их дисперсности и плотности, влияние вторичного уноса осажденной дисперсной фазы и влияние турбулентных пульсаций на процесс осаждения и вторичного уноса. Влияние всех этих факторов чрезвычайно сложно, и поэтому на сегодняшний день не существует общего метода расчета всех этих процессов. 11а практике для центробежного сепаратора каждого типа экспериментальным путем определяют его эффективность и пропускную способность.

Сетчатые сепараторы для отделения капельной жидкости снабжены сетчатыми насадками, выполненными из ратных материалов - металлическими и синтетическими - с разными плетениями проволочных рукавов и размерами петель. Обычно сетчатая насадка (мат) выполняется из вязаных рукавных сеток, уложенных друг на друга или свернутых в круглый моток.

низкотемпературный сепаратор жалюзийный центробежный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Число слоев сеток в мате 50-70, диаметр проволоки сетки 0.1- 0.5 мм. толщина матов (высота насадки) 70-300 мм. удельная поверхность (отношение поверхности проволоки к занимаемому матом объему) 120-1900 м2/м3, свободный межпроваточный объем 91-99 %. масса насадки на единицу объема 50-530 кг/м3. Сетчатые маты обеспечивают сепарацию частиц жидкости диаметром более 5 мкм. а при двухслойном расположении - и более мелких частиц.

Фильтры-сепараторы обычно применяют в процессах двух- или многоступенчатой сепарации. В волокнистых фильтрующих материалах происходит диффузионная или инерционная коалесценция капельной жидкости. Фильтры такого типа используют обычно после отделения пленочной и крупнодисперсной жидкости - на второй ступени очистки для отделения тонкодисперсной туманообразной жидкости.

В трехступенчатом фильтрационно-сетчатом сепараторе пленочная жидкость отделяется после входного патрубка I в гравитационной секции 9 (первая ступень), 11а второй фильтрующей ступени происходит коалесценция мелкодисперсной жидкости, которая сепарируется от газового потока в третьей ступени - сетчатом отбойнике, установленном выше. Основной недостаток этих сепараторов заключается в том, что диаметр волокон и плотность упаковки существенно влияют на характеристики фильтра. Компоненты, полученные после первичной переработки, обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, риформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

 

Размещено на Allbest.ru

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана: бензиновая фракция, керосиновая фракция, дизельная фракция, мазут.

Также в данной работе рассмотрены вопросы первичной переработки нефти и газа.

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М: Химия, 1979.
2. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. - М: Химия, 1981.
3. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. - Ч.1, М: ЦНИИТ, Энефтехим, 2000.
4. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. - Ч.3, М: ЦНИИТ, Энефтехим, 2003.
5. Справочник нефтепереработчика. Нефтяная промышленность. - М: ВНИИОЭНГ, №1, 1994.
6. Гуревич И.Л. «Технология переработки нефти и газа», Гуревич И.Л., М: «Химия», 1979 г.
7. Александров И.А. «Перегонка и ректификация в нефтепереработке»: Александров И.А., М: «Химия», 1981 г.
8. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.
9. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.
10. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;
11. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.
12. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В.М. Капустин, Е.А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.
13. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.
14. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.
15. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. -М.: Химия, 1980. – 376с.