Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий Лекция 6 Процессы

Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий Лекция 6: Процессы и агрегаты перегонки нефти и газофракционирования Введение 6. 1. Назначение основных процессов и типы технологических установок первичной перегонки нефти. 6. 2. Физические основы процессов ректификации. 6. 3. Основные типы ректификационных колонн и тарельчатых устройств. 6. 4. Выбор конкретной технологической схемы в зависимости от типа нефти. 6. 5. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ двукратного испарения нефти. 6. 6. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ трехкратного испарения нефти. 6. 7. Технологический режим переработки и материальный баланс процесса. 6. 8. Процессы и агрегаты газофракционирования. 6. 9. Технологическая схема газофракционирующей установки конденсационнокомпрессорного типа 6. 10. Промышленная установка газофракционирования с фракционирующим абсорбером 6. 11. Промышленная центральная газофракционирующая установка (ЦГФУ)

Перегонка нефти (англ. preliminary distillation) - процесс разделения нефти ректификацией на отдельные фракции. Первичную ректификацию нефти осуществляют при атмосферном давлении (0, 1 -0, 2 МПа), выделяя из нефти фракции светлых продуктов: бензина, реактивного топлива, керосина, дизельного топлива (зимнего и летнего) и в качестве остатка темный продукт мазут. Перегонку мазута производят под вакуумом при остаточном давлении 20 -60 мм рт. ст. В зависимости от варианта переработки (масляного или топливного) мазут могут разделять на масляные фракции (соляровую, веретенную, машинную) с целью дальнейшей выработки масел или выделять из него широкую фракцию как сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Остаток перегонки мазута - гудрон служит сырьем для коксования, производства битума или остаточных масел. Установки первичной перегонки нефти различают на атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ). В состав этих установок могут входить блоки электрообезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ), стабилизации и вторичной перегонки бензина. На установках разделения нефти наряду с простыми применяют сложные ректификационные колонны, позволяющие проводить отбор двух-четырех боковых погонов. В зависимости от числа ректификационных колонн и общей схемы разделения процесс ведут с одно-, двух-, трех- и четырехкратным испарением.

6. 1. Продукты первичной перегонки нефти (1) При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и др. ф-х свойствам. 1) Углеводородный газ (газы) – состоит преимущественно из пропана и бутанов, содержащихся в исходной нефти. В зависимости от технологии первичной перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья газофракционных установок для производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина. 2) Бензиновая фракция (28 -180 С) преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций (28 -62, 62– 85, 85– 105, 105– 140, 140– 180 С), служащих сырьем для последующих процессов изомеризации и каталитического риформинга с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов. Эта фракция применяется в качестве сырья для процесса пиролиза при получении этилена, реже – как компонент товарных бензинов. 3) Керосиновая фракция (120– 230(240) С) используется как топливо для реактивных двигателей; при необходимости она подвергается демеркаптанизации и гидроочистке. Фракцию 150 -280 или 150– 315 С из малосернистых нефтей используют как осветительный керосин, фракцию 140– 200 С – как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

6. 1. Продукты первичной перегонки нефти (2) 4) Дизельная фракция (140– 320(340) С) используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180– 360(380) С - в качестве летнего. При получении ее из сернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракции 200– 320 С и 200– 340 С из высоко- и парафинистых нефтей используют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией. 5) Мазут – остаток атмосферной перегонки нефти – применяется как котельное топливо, его компонент или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга. 6) Широкая масляная фракция (350– 500 и 350– 540 С) – вакуумный газойль – используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга. 6 А) Узкие масляные фракции (320 (350) – 400), (350 – 420), (400 – 450), (420 – 490), (450 – 500 С) используют как сырье для установок производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов. 7) Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовых масел.

Ректификация (англ. reсtification; от позднелат. rectificato - выпрямление, исправление) - физический процесс разделения жидких смесей взаимно растворимых компонентов, различающихся температурами кипения. Процесс ректификации широко используется в нефтегазопереработке, химической, нефтехимической, пищевой, кислородной и других отраслях промышленности. Процесс основан на том, что в условиях равновесия системы пар - жидкость паровая фаза содержит больше низкокипящих компонентов, а жидкая - больше высококипящих компонентов. Соотношение между мольными концентрациями z-го компонента в паре (уi) и жидкости (хi) определяется законами Рауля и Дальтона уi/хi = Рi/p = Кe где Рi - давление насыщенных паров компонента, зависящее от температуры; p - давление в системе при данной Т; Кe - константа фазового равновесия или коэффициент распределения компонента между паром и жидкостью. Ректификацию осуществляют путем противоточного многократного контактирования неравновесных фаз - более нагретой паровой фазы и жидкой фазы с меньшей температурой. При контактировании фаз протекает процесс тепломассообмена. По мере движения потоков в колонне происходят многократные частичные процессы конденсации паров и испарения жидкости. При этом низкокипящие компоненты переходят из жидкости в пар, а высококипящие - из пара в жидкость, т. е. паровая фаза обогащается низкокипящими компонентами, а жидкая - высококипящими.

Процесс ректификации осуществляют в ректификационных колоннах с контактными устройствами тарельчатого или насадочного типа. Для образования нисходящего потока жидкости или флегмы (путем конденсации паров) на верху колонны отводят тепло, а для образования восходящего потока пара (частичным испарением жидкости) в низ колонны подводят тепло. В колонне сверху получают ректификат, снизу - остаток. Для характеристики способности сырья к разделению ректификацией используют коэффициент относительной летучести - соотношение давлений насыщенного пара i-го компонента и k-го эталонного: а* = Pi/Pk. В качестве последнего обычно принимают наименее летучий, тогда aik > 1; чем ближе aik к единице, тем труднее разделить данные компоненты ректификацией. Основные параметры процесса ректификации - число теоретических ступеней контакта (тарелок) N и флегмовое число R (отношение расхода флегмы к расходу ректификата). С увеличением значений N и R четкость ректификации в колонне улучшается. Теоретической тарелкой считают такую, на которой тепломассообменный процесс завершен полностью и между уходящими с тарелки паром и флегмой достигнуто состояние термодинамического равновесия. На реальной тарелке степень завершения процесса тепломассообмена меньше, чем на теоретической, поэтому для обеспечения необходимой четкости ректификации в колонне требуется большее число реальных тарелок Np = N/r, где r - к. п. д. тарелки. Разделяющую способность насадочных контактных устройств оценивают высотой насадки, по своему разделяющему эффекту эквивалентной одной теоретической тарелке.

Основные параметры процесса ректификации N и R связаны обратной зависимостью (Рис. 1). Любая точка на этой кривой может быть выбрана в качестве рабочей, заданному качеству получаемых продуктов отвечает множество пар значений N и R. Оптимальные значения R и N соответствуют минимальные затратам на ректификацию. Применяются два варианта расчета процесса ректификации: 1) заданы расход и состав сырья, качество (составы) продуктов - требуется определить основные параметры процесса {N и R); 2) заданы расход и состав сырья, N и R - требуется определить составы получаемых продуктов. Расчет сводится к составлению и решению систем уравнений равновесия, материальных и тепловых балансов, кинетики массопередачи, гидравлики. Для расчета ректификации многокомпонентных смесей используют метод последовательных приближений. Рис. 1. Зависимость числа теоретических тарелок N от флегмового числа R при постоянном составе сырья и качестве продуктов

Снижение давления в колонне увеличивает коэффициент относительной летучести и улучшает показатели процесса ректификации. Ректификацию под вакуумом применяют для разделения термически нестабильных смесей, например мазута. При повышении давления в колонне или при низких температурах (низкотемпературная ректификация) проводят разделение газовых смесей. Для снижения температур процесса ректификацию, например нефти и мазута, ведут в присутствии агента, понижающего парциальное давление углеводородных паров. В качестве такого агента обычно используют перегретый водяной пар. По способу осуществления процесс ректификации может быть непрерывным и периодическим. В первом случае поддерживаются постоянными расходы сырья и получаемых продуктов, во втором — единовременно в куб аппарата загружают сырье, при этом состав получаемого ректификата изменяется во время проведения процесса. При ректификации трудноразделяемых смесей (близкокипящие компоненты) для увеличения коэффициента относительной летучести в систему добавляют разделяющий агент. Если по сравнению с компонентами смеси он более летуч, то процесс называют азеотропной ректификацией, если менее летуч, то экстрактивной ректификацией. При азеотропной ректификации разделяющий агент выводят с ректификатом, при экстрактивной - с остатком. Выбор того или иного процесса связан со свойствами разделяющего агента и затратами на его регенерацию.

Ректификационные колонны (англ. rectifiers) - аппараты для разделения путем ректификации жидких смесей взаимно растворимых компонентов. Ректификационные колонны широко применяются в различных отраслях промышленности, в частности, в нефтегазопереработке для разделения нефти и мазута на установках первичной перегонки нефти (АВТ), бензина на установках вторичной перегонки, углеводородных газов на газофракционирующих установках (ГФУ) (см. газофракционирование), продуктов реакций на установках химической переработки углеводородного сырья (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг, коксование и др). Ректификационные колонны обеспечивают противоточное контактирование восходящего потока паров с нисходящим потоком жидкости. Различают полные, неполные и сложные ректификационные колонны (Рис. 2). Первая состоит из верхней (концентрационной, или укрепляющей) и нижней (отгонной, или исчерпывающей) частей, расположенных соответственно выше и ниже сечения ввода сырья (секции питания). Сверху колонны отводят ректификат, снизу - остаток. Неполная ректификационная колонна имеет только одну часть: укрепляющую или отгонную. В первом случае особых требований к остатку не предъявляют, во втором нет регламентации качества ректификата. В сложных ректификационных колоннах, кроме верхнего и нижнего продуктов, выводят промежуточные фракции - напрямую или через внешние или внутренние (встроенные) отпарные секции (стриппинг-секции).

Рис. 2. Схемы различных типов ректификационных колонн: а - полная; б - укрепляющая; в - отгонная; г - с отбором промежуточных фракций (D 1 и W 1) напрямую из основной колонны; д — с отбором дополнительного продукта D 1 через внешнюю отпарную секцию (стриппинг-секцию)

Для образования встречных потоков пара и жидкости на верху ректификационных колонн отводят тепло, в низу - подводят. Теплоотвод осуществляют тремя основными способами: 1) при помощи парциального конденсатора; 2) холодным (острым) испаряющимся орошением; 3) циркуляционным неиспаряющимся орошением. Для теплоподвода применяют 1) подогреватель с паровым пространством (рибойлер); 2) теплообменник кожухотрубчатый термосифонный или с принудительной циркуляцией; 3) трубчатую печь (горячую струю). В аппаратах лабораторного масштаба используют электронагрев. Внутри аппаратов установлены контактные устройства тарельчатого или насадочного типа. Они содействуют развитию межфазной поверхности и увеличивают относительную скорость взаимодействующих фаз. Тарельчатые контактные устройства различаются конструкцией, взаимным направлением движения фаз в зоне контакта, числом потоков жидкости, организацией ее перелива, направлением движения жидкости на полотне и другими признакам (Рис. 3). По конструкции контактных элементов тарелки делятся на колпачковые, клапанные, ситчатые, решетчатые и др. Для перетока жидкости их снабжают специальными переточными (переливными) устройствами. У провальных тарелок пар и жидкость проходят через одни и те же отверстия в полотне, при этом места стока жидкости и прохода паров случайным образом мигрируют по площади тарелки. В зависимости от характера диспергирования взаимодействующих фаз и скорости паровой фазы при их контактировании на тарелке возникают следующие режимы: 1) барботажный, когда дисперсной фазой является газ, а сплошной фазой - жидкость; 2) переходный, когда происходит инверсия фаз; 3) струйный, при котором сплошной фазой служит газ, а жидкость распределена в виде струй и капель.

Рис. 3. Схемы тарельчатых контактных устройств: а — однопоточная (полотно с колпачковыми элементами или клапанными элементами); б — двухпоточная; в — каскадная; г — с кольцевым движением жидкости на тарелке; д — многосливная тарелка фирмы «Union Carbide Corp» . Темные стрелки - поток жидкости; Светлые стрелки - поток газа (пара)

При выборе тарельчатых контактных устройств учитывают следующие показатели: 1) производительность; 2) гидравлическое сопротивление и эффективность, 3) диапазоны гидравлически устойчивой и эффективной работы, 4) возможность ректификации сред, склонных к полимеризации и образованию осадков; 5) ремонтопригодность, материалоемкость. В тех случаях, когда нагрузки по пару и жидкости значительно изменяются по высоте ректификационной колонны, ее выполняют из частей разного диаметра, используя тарелки с различным числом потоков жидкости и свободным сечением для прохода паров. У колонн большого диаметра при вводе сырья в парожидкостном состоянии применяют распределительные устройства, обеспечивающие отделение паровой части от жидкой и организованную подачу жидкости на расположенную ниже ввода сырья тарелку. Для снижения уноса жидкости потоком паров в колоннах над вводом сырья и наверху могут устанавливать отбойные сепарационные устройства жалюзийного, сетчатого, струнного типов.

Насадочные ректификационные колонны применяют в основном в малотоннажных производствах и для вакуумной ректификации. Насадки по сравнению с тарелками обладают значительно более низким гидравлическим сопротивлением. Применяют насадки двух типов: насыпные и регулярные. В качестве насыпных насадок (Рис. 4 а), загружаемых в колонну в навал, используют твердые тела различной формы (из металла, пластмасс, керамики), различающиеся формой (кольца, полукольца, седлообразной формы, сферические), размером (от 15 до 100 мм), наличием на поверхности дополнительных турбулизирующих элементов (лепестков, просечек) и перфорации. Широкое распространение получают регулярные насадки (Рис. 4 б), которые представляют собой уложенные регулярно насадочные элементы или пространственные структуры, образованные из сеток, просечно-вытяжных листов, гофрированных и регулярно деформированных листов. Насадки размещают в колонне отдельными секциями высотой от 1 до 3 м на опорно -распределительных устройствах. Для равномерного распределения и сбора жидкой фазы при ее вводе и выводе применяют сборно-распределительные устройства. Важными характеристиками, определяющими эффективность работы насадок, являются удельная поверхность и свободный объем. Контактирование паров и жидкости обычно происходит в пленочном режиме; с увеличением скорости пара жидкость начинает зависать на поверхности насадки, происходит инверсия фаз, начинается эмульгирование и захлебывание насадки. Размеры колонных массообменных аппаратов, применяемых в промышленности, варьируются в широких пределах: диаметр колонн достигает 10 м, высота - 80 м. Для обслуживания ректификационных колонн при диаметрах больших 0, 8 м их снабжают люками, при меньших диаметрах корпус колонны выполняют разборным из отдельных царг со съемными днищами на фланцах.

Конструкции насыпных насадок: а - кольца Палля (фирма «Glitsch» ); б - кольца Нigh-Pack (фирма «Norton» ); в - полукольца М. Лева; г - кольца Cascade Mini Rings (фирма «Glitsch» ); д - седлообразная насадка Intalox (фирма «Norton» ); e - седлообразная насадка (фирма «Gitten Ltd» ) Конструкции регулярных насадок: а - Меллапак (фирма «Sulzer» ); б - насадка Инталлокс (фирма «Norton» ); в - Ваку-Пак (фирма «Apparate-und. Anlagenbau Germania Gmb. H» - ВНИИНефтемаш)

Рис. 5. 1. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти: АТ-(а), ВТ топливная (б): 1 -теплообменник; 2 -трубчатая печь; 3 - холодильник, конденсатор-холодильник; 4 – атмосферная колонна; 5 – отгонная колонна; 6 – газосепаратор; 7 – вакуумная колонна; I – нефть; II – легкий бензин; III – углеводородный газ; IV – тяжелый бензин; V – водяной пар; VI – керосин; VII – легкое дизельное топливо; VIII – тяжелое дизельное топливо; IX – мазут; X – неконденсируемые газы и водяной пар в вакуум-создающую систему; XI – широкая масляная фракция (вакуумный газойль); XII – гудрон; XIII – маловязкая масляная фракция; XIV – средневязкая масляная фракция; XV – вязкая масляная фракция

Рис. 5. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти: ВТ масляная (в): 1 -теплообменник; 2 -трубчатая печь; 3 - холодильник, конденсатор-холодильник; 4 – атмосферная колонна; 5 – отгонная колонна; 6 – газосепаратор; 7 – вакуумная колонна; I – нефть; II – легкий бензин; III – углеводородный газ; IV – тяжелый бензин; V – водяной пар; VI – керосин; VII – легкое дизельное топливо; VIII – тяжелое дизельное топливо; IX – мазут; X – неконденсируемые газы и водяной пар в вакуум-создающую систему; XI – широкая масляная фракция (вакуумный газойль); XII – гудрон; XIII – маловязкая масляная фракция; XIV – средневязкая масляная фракция; XV – вязкая масляная фракция

Рис. 5. 3. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти: АВТ топливно-масляная (г) : 1 -теплообменник; 2 -трубчатая печь; 3 холодильник, конденсатор-холодильник; 4 – атмосферная колонна; 5 – отгонная колонна; 6 – газосепаратор; 7 – вакуумная колонна; I – нефть; II – легкий бензин; III – углеводородный газ; IV – тяжелый бензин; V – водяной пар; VI – керосин; VII – легкое дизельное топливо; VIII – тяжелое дизельное топливо; IX – мазут; X – неконденсируемые газы и водяной пар в вакуум-создающую систему; XI – широкая масляная фракция (вакуумный газойль); XII – гудрон; XIII – маловязкая масляная фракция; XIV – средневязкая масляная фракция; XV – вязкая масляная фракция

Выбор технологической схемы и режима в зависимости от типа нефти. Выбор технологической схемы и режима перегонки зависит от типа и качества нефти. Перегонку тяжелой нефти Типа 3 ( небольшое количество растворенных газов (0, 5 -1. 2% по С 4), невысокое содержание бензина (12– 15% фракций до 180 С и выходом фракций до 350 С не более 45% – мангышлакская и др. ) – оптимально осуществлять на установках типа АТ по схеме с однократным испарением и последующим фракционированием газовой и жидкой фаз в сложной ректификационной колонне. Для перегонки легких нефтей (Типов 1 и 2 – самотлорская, туймазинская) с высоким выходом фракции до 350 С (50– 65%), повышенным содержанием растворенных газов (1, 5– 2, 2%) и бензиновых фракций (20– 30%) целесообразно применять установки АТ двукратного и трехкратного испарения. Предпочтительной является последняя схема с предварительной ректификационной колонной частичного «отбензинивания» нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. Схема перегонки нефти с колонной предварительного частичного отбензинивания и основной сложной ректификационной колонной получила наибольшее применение в отечественной нефтепереработке. Она обладает достаточной гибкостью и универсальностью и при незначительных затратах может быть переведена (установки АТ и АВТ, запроектированные для перегонки средней нефти (Тип 2)) на перегонку более легких нефтей (Тип 1) Западной Сибири.

3. 3. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ двукратного испарения нефти Атмосферная перегонка нефти на таких установках осуществляется в одной колонне. Предпочтительное сырье - нефти с относительно невысоким содержанием бензиновых фракций и растворенных газообразных углеводородов. Пример установки такого типа – ЭЛОУ–АВТ– 7 со вторичной перегонкой бензина, запроектированная ВНИПИНЕФТЬ по технологическому регламенту Баш. НИИ НП. Установка предназначена для обессоливания и перегонки 6– 7 млн. т в год смеси нефтей. На установке вырабатываются следующий ассортимент фракций: С 2 –С 4 – сжиженный газ (1); С 5 – 90 С - компонент автомобильного бензина (2); 90 -140 С - сырье каталитического риформинга для производства высокооктанового автомобильного бензина (3); 140– 250 С - авиационное турбинное топливо (4); 250– 320 С – легкий компонент дизельного топлива (для скоростных двигателей) (5); 320– 380 С – тяжелый компонент дизельного топлива для скоростных двигателей (подвергается гидроочистке) (6); 380– 530 С – сырье для каталитического крекинга (7); гудрон – сырье для висбрекинга и для производства различных битумов (8).

Рис. 5. 4. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ двукратного испарения нефти 1 – насос; 2 – теплообменник, кипятильник; 3 – электродегидратор; 4 – трубчатая печь; 5 – атмосферная колонна; 6 – отпарная колонна; 7 – конденсатор, холодильник; 8 – газосепаратор; 9 – емкость; 10 – дебутанизатор бензина; 11 – колонна вторичной перегонки бензина; 12 – вакуумная колонна; 13 – пароэжекторный вакуумный насос; 14 – отстойник I – нефть; II – бензин; III – стабильный бензин; IV – сухой газ; V – сжиженная фракция С 2 – С 4; VI – фракция С 5 – 90 С; VII – фракция 90– 140 С; VIII – фракция 140– 250 С; IX – фракция 250 -320 С; X – фракция 320 -380 С; XI – водяной пар; XII – мазут; XIII – легкий вакуумный газойль; XIV – фракция 380 -530 С; XV – затемненная фракция; XVI – гудрон; XVII – газы разложения; XVIII – нефтепродукт; XIX – водный конденсат.

Рис. 5. 5 а. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ трехкратного испарения нефти 1 – теплообменник; 2 – электродегидратор; 3 – колонна частичного отбензинивания нефти; 4– конденсатор, холодильник; 5 – емкость; 6, 9, 15 – трубчатые печи; 7 – атмосферная колонна; 8 – отпарная колонна; 10 – вакуумная колонна; 11 – трехступенчатый пароэжекторный вакуумный насос; 12 – газосепаратор; 13 – отстойник; 14 – дебутанизатор бензина; 16– 19 - колонны вторичной перегонки бензина; 20 – кипятильник. I – нефть; II – деэмульгатор; III – содо-щелочной раствор; IV – оборотная вода; V – соленая вода; VI – легкий бензин и газ; VII – отбензиненная нефть; VIII – тяжелый бензин; IX фракция 180– 220 С; X – фракция 220– 280 С; XI - фракция 280– 350 С; XII – водяной пар; XIII – мазут; XIV – газы разложения; XV – нефтепродукт; XVI – водяной конденсат; XVII – легкий вакуумный газойль; XVIII – широкая масляная фракция; XIX – затемненная фракция; XX – гудрон; XXI – нестабильный бензин; XXII – сжиженная фракция С 2 –С 4; XXIII – углеводородный газ; XXIV – фракция С 5 – 62 С; XXV – фракция 62– 105 С; XXVI – фракция 62– 85 С; XXVIII – фракция 105– 140 С; XXIX – фракция 140– 180 С

Рис. 5. 5 б. Комбинированная атмосферно-вакуумная установка ЭЛОУ-АВТ трехкратного испарения 1, 3 - теплообменники; 2 - электродегидраторы; 4 - колонна предварительного отбензинивания; 5, 8, 16 - трубчатые печи; 6 - емкость; 7 - атмосферная колонна; 9 - вакуумная колонна; 10 - аппаратура, создающая вакуум; 11 - дебутанизатор бензина; 12 -15 - колонны вторичной перегонки бензина; 17 - рибойлер.

Комбинированная атмосферно-вакуумная установка ЭЛОУ-АВТ трехкратного испарения (Рис. 5. 5. а, б) включает блоки электрообезвоживания и обессоливания, атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута и вторичной перегонки бензина. Исходная нефть нагревается в теплообменниках 1 теплом отходящих фракций до температуры 135°С и проходит две ступени электродегидраторов 2, между ступенями подается оборотная вода. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменниках 3 до 205°С и поступает в колонну предварительного отбензинивания 4. С низа колонны частично отбензиненная нефть после трубчатой печи с температурой 365°С поступает в питательную секцию основной атмосферной колонны 7. Из колонны отводятся три боковых погона. Остаток (мазут) направляется в трубчатую печь 8 и с температурой 395°С поступает в вакуумную колонну 9, где от него в виде боковых погонов выделяют три масляные фракции. С низа вакуумной колонны получают гудрон. В низ атмосферной колонны, стриппинги и вакуумную колонну подается водяной пар. С верха вакуумной колонны вакуумсоздающей аппаратурой отсасываются газы разложения и водяной пар. Отходящий с верха атмосферных колонн ректификат (пары бензина) конденсируют. Конденсат после отстаивания частично поступает на орошение, а балансовый бензин из емкости 6 направляют в дебутанизатор бензина 11, а затем в колонны блока вторичной перегонки бензина 12 -15. Тепло в низ трех первых колонн подводится при помощи трубчатых печей, а в низ колонны 15 - рибойлером.

Газофракционирование (англ. gas fractionation) - процесс разделения смеси углеводородных газов на составляющие компоненты путем ректификации. Углеводородные газы нефтепереработки включают газы, растворенные в нефти и газовом конденсате и выделяющиеся при атмосферно-вакуумной перегонке, и газы, полученные при деструктивной переработке нефти. В зависимости от состава и природы компонентов газы разделяют на сухие и жирные, предельные и непредельные. Сухие газы содержат в основном компоненты С 1 и С 2, жирные - С 2, С 3 и выше. Сухие газы используются как топливо. Компоненты жирных газов применяют в быту и как сырье для дополнительной переработки. Предельные газы состоят из углеводородов метанового ряда и получаются при первичной переработке нефти и в процессах, протекающих под давлением водорода (каталитический риформинг, изомеризация, гидрокрекинг, гидроочистка). Непредельные газы включают значительное количество непредельных углеводородов и получаются на установках термического и каталитического крекинга и коксования. Предельные и непредельные газы разделяют на газофракционирующих установках различного типа. Разделение газа в ректификационной колонне можно осуществить при двух условиях: 1) под давлением при нормальных температурах, используя в качестве хладагента воду и воздух; 2) при обычном давлении и низкой температуре, используя искусственное охлаждение. При этом при высоком давлении требуются затраты на компримирование газа, при обычном давлении - на охлаждение. Например, в головной колонне газофракционирующей установки разделения предельных газов деэтанизацию осуществляют при давлении 1, 3 МПа и температуре 15°С с использованием аммиачного холодильникаконденсатора либо при давлении 3, 4 -4, 0 МПа при нормальной температуре.

Газофракционирующие установки разнообразны по своим технологическим схемам и включают от 6 до 10 простых колонн, соединенных последовательно по ректификату и остатку и последовательно-параллельным способом. Общее число тарелок во всех колоннах меняется от 390 до 720. При этом число тарелок в колоннах, разделяющих наиболее близкокипящие компоненты изобутановой (изобутан и н-бутан) и изопентановой (изопентан и н-пентан) фракций колеблется от 97 до 180. Исследование фактических режимов изобутановой колонны показало, что флегмовое число для получения изобутана и н-бутана чистотой 97 -98 % составляет не менее 19. Мощности по сырью газофракционирующих установок находятся в пределах от 200 до 1000 т в год.

Рис. 6. Схема газофракционирующей установки конденсационнокомпрессорного типа: 1 - сепаратор; 2 - компрессор; 3, 4 - холодильники-конденсаторы; 5, 6 - сепараторысборники; 7 - сборник жидкого газа; 8 - насос; 9 -14 - ректификационные колонны; 15 - конденсаторы воздушного охлаждения; 16 - рибойлеры.

Схема газофракционирующей установки разделения предельных газов конденсационно-компрессионного типа приведена на Рис. 6. Сырье - газ с установок первичной перегонки нефти и риформинга поступает через сепаратор 1 на прием компрессора 2. Сжатый и нагретый газ проходит две ступени конденсации: первую - в результате охлаждения водой и вторую - в результате охлаждения аммиаком (соответственно холодильники-конденсаторы 3 и 4 и сепараторы -сборники жидкого газа 5 и 6). Из сборника 7 сжиженный газ вместе с отгоном стабилизации установок первичной перегонки и риформинга насосом 8 подается в колонну 9. С верха колонны из рефлюксной емкости отбирают сухой газ - метан и этан. Остаток - деэтанизированная фракция - поступает в депропанизатор 10, где она разделяется на пропановую фракцию, вводимую сверху как продукт, и смесь углеводородов С 4 и выше, которая направляется на дальнейшее разделение в дебутанизатор 11. С верха дебутанизатора выводится смесь бутана и изобутана. Смесь поступает в деизобутанизатор, ректификатом которого является изобутановая фракция, а кубовым остатком – нбутановая фракция. С низа дебутанизатора 11 остаток - легкий дебутанизированный бензин подается в депропанизатор 13, из которого в качестве кубового остатка выводятся углеводороды С 6 и выше. Ректификат депропанизатора - смесь пентанов поступает на разделение в колонну 14, ректификатом которой является изопентановая фракция, а остатком - пентановая. Отвод тепла в деэтанизаторе 9 осуществляется с помощью аммиака, в остальных колоннах - с помощью аппаратов воздушного охлаждения. В нижнюю часть ректификационных колонн тепло подводится при помощи рибойлеров.

Рис. 7. Промышленная установка газофракционирования с фракционирующим абсорбером 1 - компрессор; 2 - емкость нестабильного бензина; 3 - сепаратор; 4 - насос; 5 - фракционирующий абсорбер; 6 - холодильник; 7 - трубчатая печь; 8 - первая пропановая колонна; 9 - теплообменник; 10 - вторая пропановая колонна; 11 - кипятильник; 12 - бутановая колонна; 13 - емкость орошения; Потоки: I - жирный газ; II - нестабильный бензин; III - бутан-бутиленовая фракция; IV стабильный бензин; V - пропан-пропиленовая фракция; VI - сухой газ; VII - конденсат; VIII - вода; IX - теплоноситель

Pис. 8. Промышленная центральная газофракционирующая установка (ЦГФУ) 1 - пропановая колонна; 2 - холодильник-конденсатор; 3 - емкость; 4 - насос; 5 - кипятильники; 6 - этановая колонна; 7 - бутановая колонна; 8 - изобутановые колонны; 9 пентановая колонна; 10 - изопентановые колонны. Потоки: I - сырье; II - этан-пропановая фракция; III - этановая фракция; IV - пропановая фракция; V бутан-гексановая фракция; VI - бутановая фракция; VII - пентан-гексановая фракция; VIII изобутановая фракция; IX - н-бутан; X - пентановая фракция; XI - гексановая фракция; XII изопентановая фракция; XIII - н-пентан.

Рис. 9. Принципиальная технологическая схема установки выделения гелия 1 - холодильник; 2 - кубовый испаритель; 3 - первичная отпарная колонна; 4 - вентиль; 5 – прямоточный конденсатор; 6 – вторичная отпарная колонна; 7 - противоточный конденсатор; 8 – верхняя секция противоточного конденсатора; 9 - средняя секция противоточного конденсатора; 10 – компрессор; 11 - реактор; 12 - адсорбер; 13 - конденсатор азота высокого давления; 14 – угольный адсорбер; I - сырой газ; II - тяжелая УВ смесь; III - легкая УВ смесь; IV – верхний продукт первой отпарной колонны; V - азотно-гелиевая смесь; VI - жидкий азот; VII - газообразный азот; VIII – гелиевый концентрат; IX - осушенный гелиевый концентрат; X – азотный конденсат; XI – гелиевый полупродукт; XII - товарный гелий

Гелий очищают от примесей сорбцией активированным углем под высоким давлением при низкой температуре в адсорберах 14. На заводе получают гелий чистотой 99, 98 %. Очищенный от гелия природный газ сжимается до давления 10 МПа и по магистральному газопроводу транспортируется ж местам потребления. Остаточное содержание СО 2 в газе должно быть не более 0, 003% об. , а сероводород практически должен отсутствовать. Иначе СО 2 при температуре ниже минус 78°С будет переходить непосредственно из газообразного состояния в твердое, минуя жидкую фазу. При разделении методом низкотемпературной конденсации и ректификации, когда температура в конденсаторе и отпарных колоннах достигает минус 80°С, СО 2 выпадает в виде твердых частичек (льда), забивая тарелки отпарных колонн и трубные системы конденсаторов.