За основу сырьевой базы проекта принят газовый конденсат.
ФИЗИКО-ХИМЕЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Таблица 1.1.
| Показатели | Газовый конденсат | Нефтегазоконденсатная смесь | Нефть |
| 1. Плотность при 20ОС, кг/м3 | |||
| 2. Молекулярная масса | |||
| 3. Вязкость кинематическая при 20ОС,мм/с | 0,96 | 1,4 | 5,5 |
| 4. Фракционный состав по ГОСТ2177-82,ОС | |||
| НК | |||
| 10% | |||
| 50% | |||
| 90% | 360/84 | 360/54 | |
| КК | - | - | |
| Температура застывания, ОС | -48 | -6 | +11 |
| Температура вспышки, ОС | -36 | -30 | -30 |
| Кислотность, мг КОН/100мл | 0,45 | 1,6 | 0,5 |
| Содержание, %масс: | |||
| Серы | 0,05 | 0,05 | 0,14 |
| смол селикагелевых | 0,2 | 0,56 | 1,25 |
| Асфальтенов | 0,05 | отс | 1,0 |
| Парафинов | 0,9 | 5,7 | 5,0 |
| Мехпримесей | отс | отс | Отс |
| Воды | 0,04 | отс | 0,3 |
| солей, мг/л | 7,6 | 5,0 |
Фракционный состав углеводородного сырья
(Разгонка на аппарате АРН-2)
Таблица 1.2.
| Пределы | Выход фракций | |||||
| выкипания | Газовый конденсат | Нефтегазоконд. Смесь | Нефть | |||
| фракция, ОС | % масс. | фракций | % масс. | Фракций | % масс. | Фракций |
| НК | 32ОС | 30ОС | 33ОС | |||
| НК-60 | 5,16 | 5,16 | 11,13 | 11,13 | 1,28 | 1,28 |
| 60-70 | 3,97 | 9,13 | 5,61 | 16,74 | 1,95 | 3,23 |
| 70-80 | 4,15 | 13,28 | 3,54 | 21,28 | 3,15 | 6,38 |
| 80-90 | 7,07 | 20,35 | 3,34 | 23,62 | 0,99 | 7,37 |
| 90-100 | 8,40 | 28,75 | 6,16 | 29,78 | 1,04 | 8,41 |
| 100-110 | 8,33 | 37,08 | 2,23 | 32,01 | 1,49 | 9,90 |
| 110-120 | 6,35 | 43,43 | 3,55 | 35,56 | 2,65 | 12,35 |
| 120-130 | 5,55 | 48,98 | 2,20 | 37,76 | 1,74 | 14,29 |
| 130-140 | 5,20 | 54,18 | 2,66 | 40,42 | 1,82 | 16,11 |
| 140-150 | 4,35 | 58,53 | 1,76 | 42,18 | 1,45 | 17,56 |
| 150-160 | 4,90 | 63,43 | 3,38 | 45,76 | 1,66 | 19,22 |
| 160-170 | 4,28 | 67,71 | 2,38 | 48,14 | 1,86 | 21,68 |
| 170-180 | 3,06 | 70,77 | 2,18 | 50,32 | 1,45 | 22,53 |
| 180-190 | 2,47 | 73,24 | 0,35 | 50,67 | 1,82 | 24,35 |
| 190-200 | 2,47 | 75,71 | 1,49 | 52,16 | 1,45 | 25,80 |
| 200-210 | 1,73 | 77,44 | 3,15 | 55,31 | 0,70 | 26,50 |
| 210-220 | 0,76 | 78,20 | 3,45 | 58,76 | 0,87 | 27,37 |
| 220-230 | 2,6 | 80,80 | 2,88 | 61,64 | 1,16 | 28,53 |
| 230-240 | 2,13 | 82,93 | 2,77 | 64,41 | 1,45 | 29,98 |
| 240-250 | 2,01 | 84,94 | 2,50 | 66,91 | 1,53 | 31,51 |
| 250-260 | 2,38 | 87,32 | 2,85 | 69,76 | 2,53 | 34,04 |
| 260-270 | 0,59 | 87,91 | 0,61 | 70,37 | 2,69 | 36,73 |
| 270-280 | 0,65 | 88,56 | 0,63 | 71,00 | 1,04 | 37,77 |
| 280-290 | 0,58 | 89,14 | 0,64 | 71,64 | 2,11 | 39,88 |
| 290-300 | 0,79 | 89,93 | 1,75 | 73,39 | 2,15 | 42,03 |
| 300-310 | 0,87 | 90,80 | 2,55 | 75,94 | 2,53 | 44,56 |
| 310-320 | 0,84 | 91,64 | 1,07 | 77,01 | 2,61 | 47,17 |
| 320-330 | 0,99 | 92,63 | 2,51 | 79,52 | 1,08 | 48,25 |
| 330-340 | 0,39 | 93,02 | 0,85 | 80,37 | 1,53 | 49,78 |
| 340-350 | 0,74 | 93,76 | 1,93 | 82,30 | 2,53 | 52,31 |
| 350-360 | 0,77 | 94,53 | 1,70 | 84,00 | 1,29 | 53,60 |
| 5,47 | 16,00 | 46,40 | ||||
| Остаток | 2,90 | 97,43 | 14,00 | 46,40 | ||
| Выход | 97,43 | 98,00 | ||||
| Потери | 2,57 | - | 2,00 | - | - | - |
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРКТЕРИСТИКА
ПРОДУКТОВ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Характеристика качества прямогонных бензиновых фракций
Таблица 2.1.
| Показатели | Газовый Конденсат | Нефтегазоконденсатная смесь | Нефть | Бензин А-76 по ГОСТ 2084-77 |
| 1. Октановое число (моторный метод), не менее | ||||
| 2. Плотность при 20ОС, кг/м3 | не нормир. | |||
| 3. Упругость насыщенных паров, мм.рт.ст. | 500/700 | |||
| 4. Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, ОС | ||||
| НК, не ниже | ||||
| 10% не выше | 70/55 | |||
| 50% не выше | 115/100 | |||
| 90% не выше | 180/160 | |||
| КК не выше | 195/185 | |||
| Выход, % об. | ||||
| 5. Содержание: | ||||
| серы, % масс. не выше | 0,002 | 0,003 | 0,06 | 0,1 |
| фактических смол мг/100 мл, не выше | 0,25 | отс. | 7,2 | 8/10 |
| кислотность , мг КОН /100 мл бензина, не выше | Отс. | 0,17 | 0,8 | 1,3 |
| 6. Испытание на медной пластине | выд. | выд. | выд. | выд. |
Из приведенных выше данных следует, что качественные показатели прямогонных бензиновых фракций, за исключением октанового числа, удовлетворяют требованиям ГОСТ 2077-84 на бензин автомобильный А-76. Для доведения октанового числа бензина до 76 по моторному методу требуется предусмотреть его компаундирование с присадками и высокооктановыми компонентами на блоке компаундирования
Характеристика качества фракции дизельного топлива
Таблица 2.2.
| Показатели | Газовый Конденсат | Нефтегазо-конденсат-ная смесь | Нефть | Дизтопливо по ГОСТ 305-82 |
| 1. Цетановое число, не менее | ||||
| 2. Плотность при 20 ОС, кг/м3, не выше | 860/840 | |||
| 3. Вязкость кинематическая при 20 ОС, мм/с | 1,6 | 3,3 | 5,0 | 3,0-6,0 1,8-5,0 |
| 4. Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, ОС | ||||
| 10% | не норм. | |||
| 50% не выше | ||||
| 90% не выше | ||||
| 5. Температура: помутнения, ОС, не выше | -40 | -5 | -5 | -5/-25 |
| застывания, не выше | -48 | -17 | -12 | -10/-35 |
| вспышки, не ниже | 62/40 | |||
| 6. Содержание, % масс. не выше | ||||
| Серы | 0,004 | 0,15 | 0,16 | 0,5 |
| Меркаптанов | Отс. | отс. | отс. | 0,01 |
| Зольность | Отс. | отс. | отс. | 0,01 |
| Мехпримесей | Отс. | отс. | отс. | отс. |
| Воды | Отс. | отс. | отс. | отс. |
| 7. Кислотность, мг КОН/100мл, не выше | 2,2 | 1,3 | 1,3 | 5,0 |
| 8. Фактических смол, мг/100мл, не выше | 1,0 | 5,0 | 22,0 |
Приведенные данные показывают, что фракции дизельного топлива из нефти и нефтегазоконденсатной смеси полностью соответствуют требованиям ГОСТ 305-82 на дизтопливо. В случае использования в качестве сырья газового конденсата наблюдается некоторое отклонение показателей качества фракции дизельного топлива от требований ГОСТ - кинематическая вязкость и температура вспышки. Но так как основными целевыми фракциями являются бензиновая и фракция дизтоплива, их качественные характеристики можно регулировать режимом работы ректификационного аппарата и отбором керосина.
Необходимо отметить, что существует возможность широко варьировать качественные показатели целевых фракций за счет изменения параметров процесса ректификации, для достижения их соответствия требованиям ГОСТ. Кроме этого, корректировка тех или иных параметров топлив возможна применением различных присадок. Необходимость изменения каких-либо показателей качества отдельных фракций определяется после исследования работы установки Н30 на конкретном сырье, в каждом случае отдельно.
ТОВАРНЫЙ БАЛАНС
Товарный баланс составлен на основании принятых пределов выкипания главных целевых фракций по кривой ИТК нефти:
бензиновая фракция НК - 160 ОС;
фракция дизельного топлива 160 - 300-350 ОС.
В случае отбора керосиновой фракции для реактивного топлива интервал выкипания - 180 - 240 ОС. Для получения уайт-спирита - 165 - 200 ОС.
Остаток атмосферной перегонки нефти представляет собой фракцию, кипящую выше - 300-350 ОС.
Производительность по сырью принята с расчетом, что количество поступающих в ректификационный аппарат паров светлых нефтепродуктов составляет в каждом случае - 701 кг/ч.
Товарный баланс
Таблица 3.1.
| Статья баланса | Газовый конденсат | Нефтегазоконденсатная смесь | Нефть | ||||||
| % мас. | т/год | т/сут | % мас. | т/год | т/сут | % мас. | т/год | т/сут | |
| Поступает : | 17,6 | 31,2 | |||||||
| Получено: | |||||||||
| Бензин прямогонный | 9,2 | 7,6 | 4,7 | ||||||
| Топливо ТС-1 | 3,7 | 2,4 | 3,1 | ||||||
| Дизтопливо марки “Л” или “З” | 3,5 | 6,4 | 8,7 | ||||||
| Котельное топливо | 4,5 | 0,8 | 3,2 | - | - | - | |||
| Топочный мазут | - | - | - | - | - | - | 14,3 | ||
| Потери | 2,5 | 0,4 | 0,4 | 0,3 |
Количество рабочих дней в году - 330. Режим работы – 3-х сменный.
Технологическая схема
Нефть, соответствующая по показателям качества п.2 настоящей записки, после входного контроля из сырьевого резервуара насосом Н-1 подается в теплообменники Т-1, Т-2, Т-3 и далее в трубчатую печь П-1. В печи нефть нагревается до температуры 300-350 ОС и большая ее часть испаряется.
Парожидкостная смесь поступает в эвапоратор Е-1, где происходит сепарация парообразных и жидких углеводородов, а также отпаривание котельного топлива от более легких фракций.
В установке Н30 применена "одноколонная" схема ректификации с боковыми отборами дополнительных продуктов. Ректификационный аппарат Б-1 представляет собой укрепляющую часть колонны, размещенную в горизонтальном положении.
Паровой поток в ректификационном аппарате создается подачей в нее паров углеводородов, испарившихся в трубчатой печи и эвапораторе. Совместное испарение низкокипящих и высококипящих компонентов приводит к снижению необходимой температуры нагрева нефти в печи и более полному извлечению содержащихся в остатке фракций дизельного топлива.
Горизонтальное расположение секций ректификационного аппарата позволяет значительно увеличить количество "тарелок" без увеличения высоты установки, что дает увеличение четкости ректификации. Поэтому в технологическом процессе не используются стриппинг-секции для отпаривания фракций керосина и дизельного топлива.
Охлаждение "верха" ректификационного аппарата принято по схеме острого испаряющегося орошения. Пары бензиновой фракции конденсируются в конденсаторе-холодильнике КХ-1, после чего попадают в рефлюксную емкость Е-2, где разделяются на прямогонный бензин, несконденсировавшуюся часть паров и воду. Углеводородный газ и вода удаляются из рефлюксной емкости на утилизацию. Холодное орошение подается в ректификационный аппарат насосом Н-2, а товарная часть прямогонного бензина насосом Н-6 подается в холодильник Х-1 для доохлаждения и далее в накопительные емкости комплекса.
Керосиновая фракция откачивается насосом Н-5 и, проходя теплообменник Т-1, охлаждается до необходимой температуры за счет передачи тепла потоку сырья.
Фракция дизельного топлива поступает из ректификационного аппарата в теплообменник Т-2 и откачивается насосом Н-4 в товарную емкость комплекса.
Котельное топливо (мазут) из эвапоратора Е-1 направляется в теплообменник Т-3, после чего насосом Н-3 прокачивается через холодильник Х-2 и далее в товарную емкость комплекса.
Вода, полученная при сепарации бензиновой фракции, направляется в канализацию. Углеводородный газ дожигается в трубчатой печи или на факеле.
В большинстве случаев фракционный состав сырья не требует для получения качественных нефтепродуктов отбора керосиновой фракции, поэтому теплообменник Т-1 и насос Н-5 из технологической схемы зачастую исключаются.
В зависимости от климатической зоны из технологической схемы может исключаться холодильник бензина Х-1.