Колонна стабилизации первичной переработки нефти. Колонна стабилизации нефти


Колонна стабилизации первичной переработки нефти

Рисунок 4 – Конструкции форсунок

 

В полых распыливающих аппаратах скорость нельзя значительно повысить, так как это вызвала бы унос с ним большей части распыленной жидкости. В случае прямотока газа и жидкости процесс проводят при больших скоростях газа (20-30 м/с и выше), причем вся жидкость уносится с газом (паром) и отделяется от него в отдельном сепарационном устройстве.

 

Барботажные (тарельчатые) колонны

Тарельчатые колонны представляют собой вертикальные колонны, внутри которых на определённом расстоянии размещены горизонтальные перегородки-тарелки. С помощью тарелок осуществляется направленное движение фаз и многократное взаимодействие жидкости и пара.

В настоящее время в  промышленности применяются разнообразные  конструкции тарельчатых аппаратов. По способу слива жидкости с тарелок  барботажные колонны можно подразделить: с тарелками со сливными устройствами, с тарелками без сливных устройств.

 

Тарельчатые колонны  со сливными устройствами

В этих колоннах перелив  жидкости с тарелки на тарелку  осуществляется при помощи специальных  устройств – сливных трубок. Нижние концы трубок погружены в стакан на нижерасположенных тарелках и  образуют гидравлические затворы, исключающие  возможность прохождения газа через  сливное устройство.

Принцип работы такого аппарата очевиден из рисунка 5. Жидкость поступает  на верхнюю тарелку 1, сливается с  тарелки на тарелку через переливные устройства 2 и удаляется из нижней части колонны. Пар поступает  в нижнюю часть аппарата, проходит последовательно сквозь отверстия  и колпачки каждой тарелки. При этом пар распределяется в виде пузырьков  и струй в слое жидкости на тарелке, образуя на ней слой пены, являющийся основной областью массообмена и теплообмена на тарелке.

1 – тарелка; 2 – сливные устройства 

Рисунок 5 – Тарельчатая колонна  со сливными устройствами

Переливные трубки располагают  на тарелках таким образом, чтобы  жидкость на соседних тарелках протекала  в противоположных направлениях. За последнее время всё шире применяют  сливные устройства в виде сегментов, вырезанных в тарелке и ограниченных порогом – переливом.

К тарелкам со сливными устройствами относятся: ситчатые, колпачковые, клапанные, балластные, пластинчатые.

Ситчатые тарелки (рисунок 6) представляет собой вертикальную цилиндрическую колонну 1 с горизонтальными тарелками 2, в которых равномерно по всей поверхности просверлено значительное число отверстий диаметром 1…5 мм. Для слива жидкости и регулирования её уровня на тарелке служат переливные трубки 3, нижние концы которых погружены в стакан 4.

а – схема устройства колонны; б  – схема работы колонны;

1 – корпус; 2 – тарелка; 3 – переливная  труба; 4 – стакан 

Рисунок 6 – Ситчатая колонна

 

Газ проходит сквозь отверстия  тарелки и распределяется в жидкости в виде мелких струек и пузырьков. При достаточно малой скорости газа жидкость может просачиваться через отверстия тарелки на нижерасположенную тарелку, что чревато существенным снижением интенсивности массопередачи. Поэтому газ должен двигаться с определённой скоростью и иметь давление, достаточное для того, чтобы преодолеть давление слоя жидкости на тарелке и предотвратить стекание жидкости через отверстия в тарелке.

Ситчатые тарелки отличаются простотой устройства, лёгкостью монтажа, осмотра и ремонта. Ситчатые тарелки устойчиво работают  в довольно широком интервале скоростей газа, причём в определённом диапазоне нагрузок по газу и жидкости эти тарелки обладают высокой эффективностью. Вместе с тем ситчатые тарелки чувствительны к загрязнениям и осадкам, которые забивают отверстия тарелок. В случае внезапного прекращения поступления газа или значительного снижения его давления с ситчатых тарелок сливается вся жидкость, и для возобновления процесса требуется вновь запускать колонну.

Колпачковые тарелки менее чувствительны к загрязнениям, чем колонны с ситчатыми тарелками, и отличаются более высоким интервалом устойчивой работы (рисунок 7). Газ на тарелку 1 поступает по патрубкам 2, разбиваясь затем прорезям колпачка 3 на большое число отдельных струй. Прорези колпачков наиболее часто выполняются в виде зубцов треугольной или прямоугольной формы. Далее газ проходит через слой жидкости, перетекающей по тарелке от одного сливного устройства 4 к другому. При движении через слой значительная часть мелких струй распадается, и газ распределяется в жидкости в виде пузырьков. Интенсивность образования пены и брызг на колпачковых тарелках зависит от скорости движения газа и глубины погружения колпачка в жидкость.

На рисунке 8 показана схема  работы колпачка при неполном (а) и  полном (б) открытии прорезей, причём в  последнем случае колпачок работает наиболее эффективно.

1 – тарелка; 2 – газовые патрубки;                    

3 – колпачки; 4 – сливные трубки

Рисунок 7 – Схема работы колпачковой  тарелки 

1 – тарелка; 2 – колпачок; 3 –  газовый патрубок

 Рисунок 8 – Схема работы колпачка при        неполном (а) и полном (б)

открытии прорезей

 

Сечение и форма прорезей колпачка имеют второстепенное значение, но желательное устройство узких  прорезей, так как при этом газ  разбивается на более мелкие струйки, что способствует увеличению поверхности соприкосновения фаз. Для создания большей поверхности контакта фаз на тарелках обычно устанавливают значительное число колпачков, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга.

Колпачковые тарелки изготавливают с радиальным или диаметральным переливами жидкости. Тарелка с радиальным переливом жидкости (рисунок 9 а) представляет собой стальной диск 1, который крепится на прокладке 2 болтами 3 к опорному кольцу 4. Колпачки 5 расположены на тарелке в шахматном порядке. Жидкость переливается на лежащую ниже тарелку по периферийным сливным трубкам 6, движется к центру и сливается на следующую тарелку по центральной трубке 7, затем снова течёт к периферии и т.д.

а – радиальный перелив: 1 – диск; 2 – прокладка; 3 – болты; 4 – опорное  кольцо; 5 – колпачки; 6 – перефирийные переливные трубки; 7 – центральная  сливная трубка; б – диаметральный  перелив: 1 – диск; 2 – опорный  лист; 3 – приёмный порог; 4 – сливной  порог; 5 – сменная гребёнка; 6 –  перегородка; 7 – колпачки

Рисунок 9 – Колпачковая тарелка  с различными переливами жидкости:

 

Тарелка с диаметральным  переливом (рисунок 9 б) представляет собой  срезанный с двух сторон диск 1, установленный  на опорном листе 2. С одной стороны  тарелка ограничена приёмным порогом 3, а с другой – сливным порогом 4 со сменной гребёнкой 5, при помощи которой регулируется уровень жидкости на тарелке. В тарелке этой конструкции  периметр слива увеличен путём замены сливных трубок сегментообразными отверстиями, ограниченными перегородками 6, что снижает вспенивание жидкости при её переливе.

Колпачковые тарелки устойчиво работают при значительных изменениях нагрузок по газу и жидкости. К их недостаткам следует отнести сложность устройства и высокую стоимость, низкие предельные нагрузки по газу, относительно высокое гидравлическое сопротивление, трудность очистки. Поэтому колонны с колпачковыми тарелками постепенно вытесняются новыми, более прогрессивными конструкциями тарельчатых аппаратов.

Клапанные и  балластные тарелки. Такие тарелки получают в последнее время всё более широкое распространение, особенно для работы в условиях значительно меняющихся скоростей газа.

Принцип действия клапанных  тарелок (рисунок 10 а, б) состоит в  том, что свободно лежащий над  отверстием в тарелке клапан 1 с  изменением расхода газа своим весом  автоматически регулирует величину площади зазора между клапаном и  плоскостью тарелки для прохода  газа и тем самым  поддерживает постоянную скорость газа при его  истечении в барботажныйслой. При этом с увеличением скорости газа в колонне гидравлическое сопротивление клапанной тарелки увеличивается незначительно. Высота подъёма клапана ограничивается высотой кронштейна-ограничителя 2 и обычно не превышает 8 мм. Пластинчатые клапаны (рисунок 8 в) работают так же, как и круглые. Они имеют форму неравнобокого уголка, одна из полок которого (более длинная) закрывает прямоугольное отверстие в тарелке. Круглые клапаны имеют диаметр 45¸50 мм, отверстия под клапаном делают диаметром 35¸40 мм при шаге между ними 75¸150 мм. Высота подъёма клапанов 6,5¸8 мм.

а, б – с круглыми клапаннами; в – с пластинчатым клапаном; г – балластная; 1 – склапан; 2 – кронштейн-ограничитель; 3 – балласт

Рисунок 10 – Клапанные  тарелки

 

Балластные тарелки (рисунок 10 г) отличаются по устройству от клапанных  тем, что в них между лёгким круглым клапаном 1 и кронштейном-ограничителем 2 установлен на коротких стойках, опирающихся  на тарелку, более тяжёлый, чем клапан, балласт 3. Клапан начинает подниматься при небольших скоростях газа. С дальнейшим увеличением скорости газа клапан упирается в балласт и затем поднимается вместе с ним. Балластные тарелки отличаются более равномерной работой и полным отсутствием провала жидкости во всём интервале скоростей газа.

 Достоинства клапанных  и балластных тарелок: сравнительно  высокая пропускная способность  по газу и гидродинамическая  устойчивость, постоянная и высокая  эффективность  в широком интервале  нагрузок по газу. Последнее достоинство  является особенностью этих тарелок  по сравнению с тарелками других  конструкций. К недостаткам таких  тарелок следует отнести их  повышенное гидравлическое сопротивление,  обусловленное весом клапана  и балласта.

Пластинчатые  тарелки. В отличие от тарелок рассмотренных выше, пластинчатые тарелки работают при однонаправленном движении фаз, т.е каждая ступень работает по принципу прямотока, что позволяет резко повысить нагрузки по газу и жидкости, в то время как колонна в целом работает с противотокам фаз. В колонне с пластинчатыми тарелками (рисунок11) жидкость (движение которой показано на рисунке сплошными стрелками) поступает с вышележащей тарелки в гидравлический затвор 1 и через переливную перегородку 2 попадает на тарелку 3, состоящую из ряда наклонных пластин 4. Дойдя до первой щели, образованной наклонными пластинами, жидкость встречается с газом (пунктирные стрелки), который с большей скоростью проходит сквозь щели.  Вследствие небольшого угла наклона пластин (10¸15°) газ выходит на тарелку в направлении, близком к параллельному по отношению к плоскости тарелки. При этом происходит эжектирование жидкости, которая диспергируется газовым потоком на мелкие капли и отбрасывается вдоль тарелки к следующей щели, где процесс взаимодействия жидкости  и газа или пара повторяется. В результате жидкость с большей скоростью вдоль тарелки от переливной перегородки 2 к сливному карману 5.

Таким образом, пластинчатые тарелки работают так, что в отличие  от тарелок других конструкций жидкость является дисперсной фазой, а пар  – сплошной, и контактирование жидкости и пара осуществляется на поверхности капель и брызг.

Помимо работы пластинчатых тарелок в интенсивном капельном  режиме к числу их достоинств относятся: низкое гидравлическое сопротивление, возможность работы с загрязнёнными  жидкостями, низкий расход металла  при их изготовлении. На тарелках этого  типа продольное перемешивание жидкости, что приводит к увеличению движущей силы массопередачи. Недостатком пластинчатых тарелок являются: трудность отвода и подвода тепла, снижение эффективности при небольших расходах жидкости.

 

1 – гидравлический затвор; 2 –  переливная перегородка; 3 – тарелка; 4 – пластины; 5 – сливной карман

Рисунок 11 – Пластинчатая тарелка

 

Колонны с  тарелками без сливных устройств

В тарелке без сливных  устройств газ и жидкость проходят через одни и те же отверстия и  щели. На тарелке одновременно с  взаимодействием жидкости и газа путём барботажа происходит сток части жидкости на нижерасположенную тарелку – «проваливание» жидкости. Поэтому тарелки такого типа обычно называют провальными. К ним относятся дырчатые, решётчатые, трубчатые и волнистые тарелки.

Гидродинамические режимы работы этих тарелок можно установить на основе зависимости их гидравлического  сопротивления от скорости газа при  постоянной плотности орошения (рисунок 12).

1 – колонна; 2 – тарелки; 3 – распределитель жидкости

Рисунок 12 – Колонна с  тарелками без сливных устройств

 

При малых величинах скорости жидкость на тарелке не задерживается, так как мала сила трения между  фазами. С увеличением скорости газа жидкость начинает накапливаться на тарелке и газ барботирует сквозь жидкость. В интервале скоростей газа, соответствующих отрезку ВС , тарелка работает в нормальном режиме. При этом газ и жидкость попеременно проходят через одни и те же отверстия. Если скорость газа ещё больше возрастает, то, вследствие увеличения трения между газом и жидкостью, резко увеличивается накопление жидкости на тарелке и соответственно – её гидравлическое сопротивление, что способствует наступлению состояния захлёбывания (отрезок CD). При небольших расходах жидкости, большом свободном сечении тарелки и диаметре отверстий или щелей перелом в точке С отсутствует.

а – дырчатая; б – решётчатая;

1 – тарелка; 2 – отверстия; 3 – щели

Рисунок 13 – Провальные тарелки

 

Сначала должно быть упоминание рисунка  в тексте, затем следует сам  рисунок

stud24.ru

ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Стабилизация нефти основана на сочетании процессов испарения и конденсации. Поэтому основное оборудование установок стабилизации нефти — это нагреватели и печи, теплообменники и конденсаторы-холодильники, сепараторы и колонные аппараты (абсорберы, ректификационные колонны и др.).

На рис.6 представлена схема устройства ректификационной колонны. Колонна состоит из вертикального цилиндрического корпуса 10 с опорой 12, которой она устанавливается на фундамент и закрепляется к нему фундаментными болтами. Сверху и снизу корпус колонны закрыт эллиптическими днищами. Колонна имеет люки 3. Внутри колонны смонтированы ректификационные тарелки 9, улитка 8, отбойник 5, гидравлический затвор 6, паровой маточник 11. Колонны снабжены штуцерами: ввода сырья 7, для отвода целевых паров 1 в конденсатор-холодильник, откачки стабильной нефти 13, ввода холодного орошения 2, отбора боковых погонов 4.

Основной элемент ректификационных колонн и тарельчатых абсорберов — это тарелки. Элементы контактных устройств барботажных тарелок колпачковых, клапанных, ситчатых (отверстия в полотне тарелок) создают движение пара в слое жидкости почти в вертикальном направлении. Среди барботажных тарелок можно выделить тарелки со стесненным и свободным зеркалом барботажа. В тарелках со стесненным зеркалом барботажа часть поверхности жидкости (50—75%) занята устройствами для ввода пара в жидкость (колпачками).

В тарелках со свободным зеркалом барботажа устройства для ввода пара в жидкость размещены практически на одном уровне с полотном тарелки (отверстия, клапаны, язычки и т. п.). Поэтому площадь для выхода пара из жидкости составляет 70—90 % рабочей площади тарелки.

После прохождения процессов подготовки нефть должна удовлетворять следующим требованиям ГОСТа9965-76 на качество (табл.13):

Таблица 13

Требования к качеству нефтей по ГОСТ 9965-76
Показатель Группа нефти
I II III
1. Максимальное содержание воды, % 0,5 1,0 1,0
2. Максимальное содержание хлористых солей, мг/л
3. Максимальное содержание механических примесей, % 0,05 0,05 0,05
4. Максимальное давление насыщенных паров (ДНИ) при температуре 37,8 °С, кПа 66,67 66,67 66,67

 

Требования к подготовленному к транспорту газу следующие (табл.14):

Таблица 14

Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93
Параметр Норма для климата
умеренного холодного
с 01.05 по 30.09 с 01.10 по 30.04 с 01.05 по 30.09 с 01.10 по 30.04
1. Точка росы по влаге, не выше оС -3 -5 -10 -20
2. Точка росы по углеводородам, не выше, оС -5 -10
3. Масса сероводорода (г/м3) не более 0,007 0,007 0,007 0,007
4. Масса меркаптановой серы ( г/м3) не более 0,016 0,016 0,016 0,016
5. Объемная доля кислорода (%) не более 0,5 0,5 1,0 1,0
6. Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 °С и 101,25 кПа, не менее 32,5 32,5 32,5 32,5
7. Температура газа, оС Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом
8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов
           

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Стабилизация нефти

Стабилизация нефти

Под стабилизацией нефти понимают процесс отделения от нее легких (пропан-бутановых и частично бензоловых) фракций.

Стабилизацию нефти осуществляют на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Процесс стабилизации осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей переработки.

Существует два типа стабилизаторов: это одноколонные и двухколонные. Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов, более 1,5% масс, где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.

Двухколонная установка

Рассмотрим работу двухколонной установки на примере следующей схемы.

Рисунок – Двухколонная установка стабилизации

Основные элементы: 1, 5 – теплообменники; 2, 6 – ректификационные колонны; 3, 7 – конденсаторы-холодильники; 4, 8 – газосепараторы; 9 – подогреватели.

Выходы и входы установки: I – исходная нефть; II – стабильная нефть; III – стабильный газовый бензин; IV – сухой газ; V – сжиженная газ (пропан-бутановая фракция).

Работа самих колонн аналогична работе сепараторов. Нестабильную нефть (I) после предварительного нагрева в теплообменнике (1) до температуры около 60 градусов, подают на вход первой стабилизационной колонны (2). В первой колонне поддерживается избыточное давление от 0,2 до 0,4 МПа водой или воздухом, с целью создания лучших условий для конденсации паров бензина. Температуру низа первой колонны поддерживают в пределах 130...150 градусов с помощью циркуляции части стабильной нефти (II), нагретой в подогреватели (9). Стабильную нефть (II), выводимую через нижнюю линию после охлаждения в теплообменнике и холодильнике, направляют в резервуары и далее транспортируют на НПЗ. Легкие фракции нефти, выводимые с верха, охлаждают в конденсаторе-холодильнике (3) и подают в газосепаратор (4). После сепарации получают сухой газ, состоящий из метана и этана (IV). Кроме того, после сепарации получают сконденсированный бензин (выводимый снизу сепаратора (4)), который после нагрева в теплообменнике направляется в колонну два (6) для стабилизации.

Давление во второй колонне поддерживают в пределах 1,3…1,5 МПа (то есть выше, чем в колонне один (2), поскольку здесь требуется конденсировать не сам бензин, а жирный газ, состоящий в основном из пропана и части бутана). Температуру низа регулируют в пределах 130...160 градусов рециркуляцией части стабилизированного бензина (III) через подогреватель (9), т.е. нагрев низа осуществляется по такой же схеме, как и в первой колонне. Требуемую температуру верха (40...50 градусов) обеспечивают подачей части сжиженного газа в виде холодного орошения колонны. С верха выводят газ, тяжелую часть которого (пропан и бутан) конденсируют в конденсаторе-холодильнике (7) и отделяют в газосепараторе (8) от не сконденсировавшейся сухой части. В результате получаем сухой газ и сжиженный газ. Сжиженный газ (конденсат) (V) выводят с установки и транспортируют на ГПЗ. Часть сжижиного газа используется для орошения в колонне (6). Стабильный бензин (III), выводимый с низа второй колонны (6), смешивают со стабилизированной нефтью (II) и направляют на НПЗ.

Одноколонная установка

Работа одноколонной установки аналогично работе одной из колонн предыдущего устройства.

Нестабильная (сырая) нефть (I) предварительно подогревается в теплообменнике (1) потоком уходящей с установки стабильной нефти (II). Затем нефть дополнительно нагревают в печи (2). Нагретая нефть поступает через линию (1) в колонну стабилизатор (3). Легкие углеводороды, выходящие с верха колонны, конденсируются в холодильнике (4) и собираются в емкости (6), откуда частично поступают на ГПЗ (VIII). Часть сниженного газа поступает через насос (5) в верхнюю часть колонны и используется как орошение для снижения потерь легких углеводородов. Стабильная нефть (II) из колонны (3) проходит теплообменник (1), где отдает тепло поступающей на установку сырой нефти (I), и направляется на НПЗ.

Рисунок – Одноколонная установка стабилизации

Основные элементы: 1 – теплообменник; 2 – печь; 3 – ректификационная колонна; 4 – холодильник; 5 – насос; 6 – емкость.

Входы и выходы установки: I – нефть сырая; II – стабильная нефть; III – топливный газ; IV – дымовые газы; V – вода; VI – газ стабилизации; VII – сжиженый газ.

www.vesnat.ru

Стабилизация нефти

Стабилизация нефти

Под стабилизацией нефти понимают процесс отделения от нее легких (пропан-бутановых и частично бензоловых) фракций.

Стабилизацию нефти осуществляют на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Процесс стабилизации осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей переработки.

Существует два типа стабилизаторов: это одноколонные и двухколонные. Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов, более 1,5% масс, где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.

Двухколонная установка

Рассмотрим работу двухколонной установки на примере следующей схемы.

Рисунок – Двухколонная установка стабилизации

Основные элементы: 1, 5 – теплообменники; 2, 6 – ректификационные колонны; 3, 7 – конденсаторы-холодильники; 4, 8 – газосепараторы; 9 – подогреватели.

Выходы и входы установки: I – исходная нефть; II – стабильная нефть; III – стабильный газовый бензин; IV – сухой газ; V – сжиженная газ (пропан-бутановая фракция).

Работа самих колонн аналогична работе сепараторов. Нестабильную нефть (I) после предварительного нагрева в теплообменнике (1) до температуры около 60 градусов, подают на вход первой стабилизационной колонны (2). В первой колонне поддерживается избыточное давление от 0,2 до 0,4 МПа водой или воздухом, с целью создания лучших условий для конденсации паров бензина. Температуру низа первой колонны поддерживают в пределах 130...150 градусов с помощью циркуляции части стабильной нефти (II), нагретой в подогреватели (9). Стабильную нефть (II), выводимую через нижнюю линию после охлаждения в теплообменнике и холодильнике, направляют в резервуары и далее транспортируют на НПЗ. Легкие фракции нефти, выводимые с верха, охлаждают в конденсаторе-холодильнике (3) и подают в газосепаратор (4). После сепарации получают сухой газ, состоящий из метана и этана (IV). Кроме того, после сепарации получают сконденсированный бензин (выводимый снизу сепаратора (4)), который после нагрева в теплообменнике направляется в колонну два (6) для стабилизации.

Давление во второй колонне поддерживают в пределах 1,3…1,5 МПа (то есть выше, чем в колонне один (2), поскольку здесь требуется конденсировать не сам бензин, а жирный газ, состоящий в основном из пропана и части бутана). Температуру низа регулируют в пределах 130...160 градусов рециркуляцией части стабилизированного бензина (III) через подогреватель (9), т.е. нагрев низа осуществляется по такой же схеме, как и в первой колонне. Требуемую температуру верха (40...50 градусов) обеспечивают подачей части сжиженного газа в виде холодного орошения колонны. С верха выводят газ, тяжелую часть которого (пропан и бутан) конденсируют в конденсаторе-холодильнике (7) и отделяют в газосепараторе (8) от не сконденсировавшейся сухой части. В результате получаем сухой газ и сжиженный газ. Сжиженный газ (конденсат) (V) выводят с установки и транспортируют на ГПЗ. Часть сжижиного газа используется для орошения в колонне (6). Стабильный бензин (III), выводимый с низа второй колонны (6), смешивают со стабилизированной нефтью (II) и направляют на НПЗ.

Одноколонная установка

Работа одноколонной установки аналогично работе одной из колонн предыдущего устройства.

Нестабильная (сырая) нефть (I) предварительно подогревается в теплообменнике (1) потоком уходящей с установки стабильной нефти (II). Затем нефть дополнительно нагревают в печи (2). Нагретая нефть поступает через линию (1) в колонну стабилизатор (3). Легкие углеводороды, выходящие с верха колонны, конденсируются в холодильнике (4) и собираются в емкости (6), откуда частично поступают на ГПЗ (VIII). Часть сниженного газа поступает через насос (5) в верхнюю часть колонны и используется как орошение для снижения потерь легких углеводородов. Стабильная нефть (II) из колонны (3) проходит теплообменник (1), где отдает тепло поступающей на установку сырой нефти (I), и направляется на НПЗ.

Рисунок – Одноколонная установка стабилизации

Основные элементы: 1 – теплообменник; 2 – печь; 3 – ректификационная колонна; 4 – холодильник; 5 – насос; 6 – емкость.

Входы и выходы установки: I – нефть сырая; II – стабильная нефть; III – топливный газ; IV – дымовые газы; V – вода; VI – газ стабилизации; VII – сжиженый газ.

vesnat.ru

Модернизация колонны стабилизации нефти на качановском месторождении

УДК 66.132-0875Модернизация колонны стабилизации нефти на качановском месторождении

Васькин Р.А., ассист.

СумГУ

Известно, что добываемая нефть содержит в своем составе большое количество низкокипящих фракций и растворенный газ. При сборе, транспорте и хранении нефти происходят значительные потери легких нефтяных фракций, таких, как метан, этан и, частично, пропан [1].

Основная доля потерь легких углеводородов нефти приходится на негерметичные технологические и товарные резервуары для нефти при использовании их в качестве отстойников для отделения и сбора воды. Потери нефти из сепараторов в основном связаны с тем, что в существующих многочисленных их конструкциях, используемых в нефтяной промышленности, не всегда удается снизить до минимума унос газа вместе с нефтью.

Сокращение потерь легких углеводородов из сырой нефти достигается путем ее стабилизации.

Не секрет, что эффективность процесса стабилизации нефти во многом обусловлена процессом ректификации происходящем в колонном аппарате, тогда как процесс ректификации во многом зависит от эффективности контактных устройств, на которых он происходит [3].

Основной задачей модернизации было определено повышение эффективности отбора широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) из сырой нефти и сокращение эксплуатационных затрат, связанных с орошением колонны.

Техническая характеристика колонны:

Диаметр колонны, м – 1,4/1,8.

Количество получаемой ШФЛУ, кг/ч – 6250.

Орошение колонны, кг/ч – 12500.

Рабочее давление в колонне, кг/см2 – 5.

Тип контактных устройств – прямоточные клапанные тарелки.

Количество тарелок – 42 [4].

Клапанные тарелки массообменных аппаратов отличаются широким диапазоном нагрузки по газу (пару) при сохранении стабильной эффективности массообмена. Вместе с тем традиционные конструкции клапанных контактных элементов (круглой, прямоугольной, трапециевидной формы) имеют недостатки в организации гидродинамического процесса взаимодействия фаз [2].

Во-первых, в этих конструкциях газ выходит из-под диска клапана в основном в виде сплошной утолщенной струи, что приводит к ограничению площади поверхности контакта фаз из-за утечки части газа без взаимодействия с жидкостью и повышению уноса жидкости с тарелки из-за большой скорости локального выхода газовых струй с поверхности газожидкостного слоя.

Во-вторых, газовый поток формируется непосредственно под верхней плоскостью клапан, в результате чего нижний, прилегающий к полотну тарелки слой жидкости практически исключается из взаимодействия с газом. В этом случае возможно течение жидкости от входа на тарелку до переливного порога без явного участия в массообмене.

Таким образом, формирование газового потока в виде сплошной струи, выходящей из-под диска клапана, ограничивает площадь поверхности контакта фаз и снижает эффективность массообмена.

Указанные отрицательные гидродинамические факторы удалось устранить с помощью применения новой конструкции клапанной тарелки со сферическими клапанами.

Конструкция предлагаемой тарелки представляет собой горизонтальное полотно с расположенными на нем в шахматном порядке газовыми патрубками, над которыми установлены клапаны, газовые патрубки и клапаны выполнены сферической формы. Причем край газового патрубка выполнен зубчатым, рис. 1.Рисунок 1 - Продольное изображение клапанной тарелки со сферическими клапанами

Рисунок 2 - Конструктивная схема клапана

Тарелка работает следующим образом: жидкость поступает на тарелку из приемного кармана и движется по полотну тарелки к переливному устройству. Газ, поднимающийся с нижележащей тарелки, проходит через газовые патрубки и барботирует в жидкость через клапаны. При небольших нагрузках газа клапан находится в крайнем нижнем положении. При увеличении нагрузки по газу его давление перераспределяется за счет сферической формы клапана в поступательное движение клапана вверх, тем самым приоткрываются отверстия для прохода газа между зубцами газового патрубка. Поток газа, выходя через прорези между зубцами, диспергирует и увлекает за собой жидкость. В результате этого происходит интенсивное взаимодействие газа и жидкости по всему периметру клапана, т.е. создаются благоприятные условия для непрерывного образования и обновления поверхности контакта фаз. При дальнейшем увеличении нагрузки газа клапан еще больше приподнимается над полотном тарелки, открывая полностью прорези между зубцами, рис.2 .

Таким образом, за счет дробления струй газа на прорезях газового патрубка, создания высокоразвитой, непрерывно обновляющейся поверхности контакта фаз, уменьшения провала жидкости при малых нагрузках газа, более равномерного вступления в работу всех клапанов происходит интенсификация процесса массообмена.

Согласно проекту была проведена модернизация устаревших контактных устройств на сферические клапанные тарелки новой конструкции, что позволило увеличить отбор ШФЛУ из нестабильной нефти с 5,7% до 7% масс. Количество орошения сократилось с 12500 кг/ч до 11250 кг/ч.

Результаты проведенной модернизации колонны стабилизации нефти с применением клапанных тарелок со сферическими клапанами позволяют заключить, что их целесообразно использовать как для интенсификации реконструируемых колонн, так и при разработке современной разделительной колонной аппаратуры.Список ЛИТЕРАТУРы

  1. Кесельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и гиза.- М.: Недра, 1981.- 240с.
  2. Рууге Т.С. Развитие конструкций тарельчатых массообменных колонн газожидкостного контакта. –М.: ЦИНТИхимнефтемаш, - 1990. - №5. - С. 14-15.
  3. Молоканов Ю.К. и др. Исследование новых конструкций контактных устройств ректификационных колонн // Химия и технология топлив и масел.- 1980.- С. 26-30.
  4. Установка стабилизации нефти на Качановском месторождении. Рабочий проект. 1998.

Поступила в редакцию 10 декабря 2003 г.

uchebilka.ru

Колонна - стабилизация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Колонна - стабилизация

Cтраница 2

Далее поток поступает в колонну стабилизации. С верха колонны выводят бензол и толуол в смеси с жидкими и газообразными продуктами распада парафиновых и нафтеновых углеводородов. Остаток колонны - ароматические углеводороды С8 - не содержит насыщенных углеводородов.  [16]

Были проведены расчеты на ЭВМ колонны стабилизации риформата по обычной ( пример 2, таблица) и новой ( пример 1, таблица) технологиям. В колонне расположено 39 двухпоточных клапанных тарелок.  [17]

Остальное оборудование секции реактора и колонна стабилизации риформата повторно использовались в конверсии, обеспечивая значительную экономию. Описанная выше установка, в настоящее время находится в стадии дизайна наряду с другими установками, модернизируемыми для конверсии в установки Платформинга НРК.  [18]

Часть отгона используется для орошения колонны стабилизации. Балансовое количество отгона после очистки его от сероводорода выводится с установки.  [20]

Из сметных расчетов исключена стоимость колонны стабилизации продукта, поскольку в большинстве случаев может использоваться дебутанизатор установки реформинга.  [21]

В качестве барботажных тарелок в колоннах стабилизации применяют желобчатые, S-образные, клапанные и ситчатые тарелки. Такое разнообразие объясняется стремлением использовать более производительные и экономичные конструкции, а также, создать оптимальные условия работы колонн.  [22]

Эти физические закономерности сохраняются в колоннах стабилизации бензина и газофракционирующей установке, в которых в качестве головного погона отбираются соответствующие газовые фракции.  [23]

На большинстве установок первичной перегонки нефти колонны стабилизации бензина перегружены по сырью и не обеспечивают хорошего качества стабильного бензина, особенно при использовании его в качестве сырья риформинга без вторичного фракционирования.  [24]

Загрязненный различными примесями бутен-1 поступает в колонну стабилизации, где отделяются все низкокипящие углеводороды, и затем в систему очистки перед второй ступенью дегидрирования. Из системы очистки выходит чистый бутен-1, который и подвергают последующему дегидрированию.  [26]

К аппаратам с малой интенсивностью пенообразования относятся колонны стабилизации конденсата и разделения углеводородов, со средней интенсивностью пенообразования-углеводородные абсорберы, аминовые и гликолевые регенераторы, с большей интенсивностью - аминовые и гликовые абсорберы, деметанизаторы, дезтанизаторы.  [27]

Блок стабилизации, состоящий из ряда теплообменников и колонны стабилизации, служащей для отделения от нестабильного гидро-генизата бензина-отгона с получением стабильного дизтоплива.  [28]

Линии: I - продукт, направляемый в колонну стабилизации; / / - полимер-бензин в емкости для хранения; / / / - смесь бутанов в емкости для хранения; IV - абгазы в топливную сеть.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru