Читайте также:
|
|
Для построения используют данные из справочника "Разгонка /ИТК/ нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций", например:
Таблица 1- Разгонка /ИТК/ Ольховской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции | Температура выкипания, °С | Выход на нефть, % | Плотность | Молекулярная масса | ||
отдельных фракций | суммарный | |||||
до 28 газ | 3,63 | 3,63 | - | - | ||
28-43 | 1,88 | 5,51 | 0,6438 | - | ||
43-54 | 2,48 | 7,99 | 0,6642 | - | ||
54-66 | 2,48 | 10,47 | 0,6794 | - | ||
66-82 | 2,60 | 13,07 | 0,7105 | - | ||
- | - | - | - | - | - | |
440-464 | 3,24 | 84,07 | 0,9172 | |||
464-480 | 2,28 | 86,35 | 0,9198 | |||
остаток | 13,65 | 100,0 | 0,9256 | - |
На основании данных табл. 1 в координатах температура, °С -выход, % масс на нефть строится кривая ИТК.
Сначала откладывается на оси абсцисс выход газа (если он содержится в нефти) и из этой точки восстанавливается перпендикуляр, соответствующий по масштабу величине температуры начала кипения нефти. В нашем примере выход газа составляет 3,63% масс, температура начала кипения нефти равна 28°С.
Следующие точки получатся путем пересечения двух перпендикуляров, проведенных из точек: температура 43° С, суммарный выход 5,51 % масс, температура 54° С, суммарный выход 7,99% и т.д.
Значения плотности и молекулярной массы необходимо откладывать на средних ординатах каждой фракции. Например, положение средней ординаты фракции 66-82° С на оси абсцисс равно:
10,47+ =11,77 %,
где 10,47 - выход фракций до 66° С; 2,6 - выход фракции 66-82° С (см. таблицу 1). Из полученной точки восстанавливаем перпендикуляр и на нем в соответствии с выбранным масштабом откладываем значения 0,7105 (плотность) и молекулярную массу (в данном примере отсутствует).
Плавно соединяя соответствующие точки, получим кривые ИТК, плотности и молекулярной массы.
Кривые разгонки вычерчиваются на миллиметровой бумаге, рисунок подписывается, а каждая кривая должна иметь обозначение.
2.1 Характеристика узких фракций нефти (табл.2) по кривой ИТК Ольховской нефти
№ фракции | Пределы выкипания Т0С | Выход в % фракций | Плотность средняя | Средний мольный вес | Средняя темпера-тура кипения | ||
до 500С | 0,630 | ||||||
50 – 100 | 0,710 | ||||||
100 – 150 | 0,757 | ||||||
150 – 200 | 0,787 | ||||||
200 – 250 | 0,813 | ||||||
250 – 300 | 0,840 | ||||||
300 – 350 | 0,865 | ||||||
350 – 400 | 0,887 | ||||||
400 – 450 | 0,905 | ||||||
450 – 500 | 0,912 | ||||||
500 и выше | 0,920 | ||||||
Итого: |
, - выход фракций (%, мас.) с температурой кипения tк начала и конца tк+1;
= - - выход фракции.
2.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов
Пределы выкипания полученных фракций:
Бензиновая фракция до 1500С
средняя плотность 0,757
средний мольный вес 115
средняя температура кипения 125
Керосиновая фракция 150 – 2500С
средняя плотность -
средний мольный вес -
средняя температура кипения -
Дизельная фракция 250 – 3500С
средняя плотность -
средний мольный вес -
средняя температура кипения -
Вакуумный газойль 350 – 4500С
средняя плотность -
средний мольный вес -
средняя температура кипения -
Гудрон 450 и выше
средняя плотность -
средний мольный вес -
средняя температура кипения -
2.4 Определяем фактический отбор фракций (табл.3)
Фракции | Фактический отбор, % | Отбор от потенциального, % | Потенциальное содержание, % (см. спр.стр 71) |
Бензиновая | 1,00 | 27,2 | |
Керосиновая | 0,98 | 47,8-27,2=20,6 | |
Дизельная | 1,01 | 67-(27,2+20,6)=19,2 | |
Вакуумный газойль | 0,00 | 82-(27,2+20,6+19,2)=15 | |
Гудрон | 0,24 | 86,3-82,0=4,3 | |
Итого | 86,3+13,7=100 |
Весь остаток (13,7) приписываем к гудрону.
3 Материальный баланс установки АВТ. Описание технологической схемы
На основании практических данных принимаем число рабочих дней установки в году 340 без учета потерь; производительность установки 6 млн.т/год.
Сырье и продукты | Выход на нефть,в % | Отбор | Фактичес- кий выход | Тыс.т/год | Кг/час |
Взято: | - | 100,0 | (6000/(340 х 24)) х 1млн=735300 | ||
Нефть | - | 100,0 | |||
Получено: | |||||
Бензин нк-150 | 27,2 | 0,99 | 27х6000/100=1620 | ||
Керосин 150-250 | 20,6 | 1,02 | |||
Диз.топ.250-350 | 19,2 | 0,99 | |||
Вак.газойль | 1,00 | ||||
Гудрон | 1,00 | ||||
Итого |
Технологическая схема установки показана на рис. 10-1. 10-1-1. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменники 2, паровые подогреватели 3 (на комбинированной установке ЭЛОУ-AT через теплообменники боковых погонов) и с температурой 110-120°С поступает в электродегидратор I ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 - раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора II ступени и закачивается в инжекторный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода - для вымывания кристаллов солей.
Нефть поступает в низ электродегидратора 4 через трубчатый распределитель 21 с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор 19, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы 22 в канализацию или в дополнительный отстойник 12 (в случае нарушения в электродегидраторе процесса отстоя). Из отстойника насосом 14 жидкая смесь возвращается в процесс. Из электродегидратора I ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор II ступени. В диафрагмовом смесителе 10 поток нефти промывается свежей химически очищенной водой, подаваемой насосом 8. Вода для промывки предварительно нагревается в паровом подогревателе 9 до 80-90°С; расход воды составляет 5-10% (масс.) на нефть. Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора II ступени отводится с установки в резервуары обессоленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.
Уровень воды в электродегидраторах поддерживается автоматически. Часть воды, поступающей в канализацию из электродегидраторов I и II ступеней, проходит смотровые фонари 15 для контроля качества отстоя.
Приложение 1
Технологическая классификация нефтей
а) Содержание серы, % мас.
1 класс 0,50
11 класс 0,51 – 2,00
Ш класс > 2
б) Содержание фракций до 3500С, % мас.
Тип Т1 55,0
Т2 45,0 – 54,9
Т3 45,0
в) Потенциальное содержание базовых масел на нефть, % мас.
Группа М1 > 25,0
М2 15,0 – 24,9
М3 15,0 – 24,9
М4 < 15,0
г) Индекс вязкости базовых масел
Подгруппа И1 > 95,0
И2 90,0 – 95,0
И3 85,0 –89,9
И4 < 85,0
д) Содержание парафинов в нефти, % мас.
Вид П1 1,50
П2 1,50 – 6,00
П3 > 6,00
Дата добавления: 2015-04-11; просмотров: 69 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |