Теоретические основы определения потенциала светлых нефтепродуктов в нефти

Сайфутдинов А.Ф., Нестеров Г.А.*, Бекетов О.Е., Ладошкин В.С.
Линас-Техно, Новосибирск, Россия
* - Linas Technology International Corporation, New York, USA

 

Введение

     Материальный баланс нефтеперегонной установки является одним из главных показателей при эксплуатации мини-НПЗ, поскольку именно он в основном определяет экономику процесса. Естественно, ему уделяется особое внимание при оценке перспективности инвестиционных вложений в строительство мини-НПЗ, или при анализе работы существующих установок.
     В связи с этим, одним из наиболее часто задаваемых заказчиками вопросов, является вопрос о возможном выходе светлых фракций на установке. Иными словами, сколько бензина и дизельного топлива может быть получено на предлагаемой установке.
     От человека, слабо разбирающегося в переработке нефти, как правило, можно услышать в ответ конкретную (и весьма высокую) цифру.
     В действительности на такой вопрос трудно дать однозначный ответ, поскольку он разбивается на несколько взаимосвязанных частей.
     Во-первых, выход светлых фракций с установки напрямую зависит от фракционного состава сырья.
Поэтому специалист, достаточно хорошо разбирающийся в нефтепереработке, прежде чем ответить на вопрос о возможном выходе светлых фракций, поинтересуется о фракционном составе сырья, которое заказчик планирует перерабатывать на установке.
     Во-вторых, существует ряд методологических проблем в определении фракционного состава нефти.
Обычно о материальном балансе пытаются судить по фракционному составу перерабатываемого сырья, определяемому простой дистилляцией по ГОСТ 2177-85. Именно эти данные чаще всего приводят в паспортах качества на сырье. Но суждение о материальном балансе нефтеперегонной установки, основанное на этих данных, является очень распространенным заблуждением. Причиной тому является отсутствие глубоких систематических знаний об особенностях ректификации многокомпонентных смесей углеводородов, и в особенности нефти.
     В связи с этим возникает вопрос, как правильно определить фракционный состав нефти?
     В-третьих, материальный баланс установки зависит не только от фракционного состава нефти.
На материальный баланс установки, помимо фракционного состава сырья, оказывают влияние такие факторы, как качество исходного сырья и требования к показателям качества получаемых нефтепродуктов. В связи с этим материальный баланс установки может иметь весьма значительное расхождение с фракционным составом исходного сырья. То есть без специальных исследований, нельзя однозначно утверждать, что количество светлых фракций, получаемых на установке, будет равно количеству светлых фракций содержащихся в сырье.
     В связи с этим возникает вопрос, как правильно определить будущий материальный баланс установки на основе данных о фракционном составе нефти? И насколько оптимальным является практический материальный баланс установки?

     Ответам на поставленные вопросы и посвящена данная статья.

     Также необходимо отметить, что помимо вышеперечисленного практический материальный баланс зависит от конструктивных особенностей и эффективности самой нефтеперегонной установки и оптимизации параметров ее эксплуатации. Но это тема уже другой статьи.

 

Существующие методы фракционного анализа нефтепродуктов

     Основой для расчета материального баланса нефтеперегонной установки служит фракционный состав перерабатываемой нефти.
     В нефтепереработке под фракционным составом подразумевается зависимость повышения температуры кипения смеси от количества выкипающих продуктов.
     Для определения фракционного состава используют следующие методы:

     Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки, которые накладывают ограничения на области их применения.
     На графике (рис.1) показан условный пример качественной зависимости конечной температуры перегонки нефти tкп от количества выкипающих при этой температуре фракций. Кривые 1…4 показывают различия в результатах перегонок одного и того же вида нефти, выполненных различными методами [1].

Рис.1
Зависимость выхода фракций нефти от конечной температуры перегонки при использовании различных методов:

1 - простая дистилляция;
2 - дистилляция с дефлегмацией;
3 - непрерывная простая дистилляция;
4 - ректификация.

     При перегонке нефти до одной и той же температуры tкп, наименьший выход светлых фракций v4 будет получен при использовании ректификации, а наибольший выход фракций v3 будет получен при использовании непрерывной простой дистилляции.

     Далее подробно рассмотрим различные методы перегонки, используемые при определении фракционного состава углеводородного сырья.

Простая дистилляция

     Дистилляция является наиболее простым методом определения фракционного состава углеводородов. Суть ее заключается в нагреве и постепенном испарении исходной смеси в колбе с последующей конденсацией паров в холодильнике. На этом принципе основан распространенный метод определения фракционного состава углеводородов по ГОСТ 2177-85 [4].
     Метод дистилляции прост и универсален. Однако имеет ряд существенных ограничений, связанных с особенностями перегонки многокомпонентных смесей.
     Отдельные чистые компоненты имеют определенные температуры кипения. Но многокомпонентная смесь углеводородов ведет себя иначе. Ее температура кипения определяется суммой парциальных давлений насыщенных паров всех компонентов смеси, то есть зависит от количества отдельных компонентов в смеси и их индивидуальных температур кипения. Пары по сравнению с кипящей смесью содержат больше летучих компонентов, однако в них присутствуют и более тяжелокипящие компоненты. Поэтому в дистилляте простой перегонки отдельные фракции перекрывают друг друга до 50-60оС и более.
В этом заключается первый и основный недостаток простой дистилляции - низкая четкость разделения фракций. Из-за этого кривая 1 (простая дистилляция) на рис.1 имеет небольшой наклон. Следствием низкой четкости разделения является завышение выхода светлых фракций, по сравнению с их фактическим содержанием.
     В связи с этим простую дистилляцию нельзя использовать для точных количественных измерений фракционного состава. На практике этом метод используют только как сравнительный аналоговый метод. То есть, полученный таким образом фракционный состав сравнивают с некими эталонными требованиями, например, требованиями ГОСТа и оценивают, насколько полученный результат отклоняется от заданного "образцового" параметра.
     Второй недостаток простой дистилляции в приложении к перегонке нефти заключается в следующем. По мере испарения легких фракций, состав исходной смеси становится все более тяжелым, и температура перегонки постоянно повышается. При этом из смеси отгоняются все более тяжелые фракции. Однако фракции нефти с температурой кипения от 300оС и выше при атмосферном давлении являются термически нестабильными и при нагреве начинают разлагаться на более легкие фракции. Это приводит к увеличению содержания светлых фракций в получаемом дистилляте, что искажает истинный фракционный состав нефти и снова приводит в завышенной оценке.
     Именно поэтому простую дистилляцию в основном применяют для перегонки светлых нефтепродуктов, а перегонку тяжелых фракций нефти с температурой кипения выше 300оС в различных ГОСТах на методы определения фракционного состава и на другие количественные анализы ведут только под вакуумом (1-3 мм.рт.ст.).
     Из-за выше перечисленных недостатков данный метод в принципе непригоден для точной оценки потенциала светлых фракций в нефти.

Дистилляция с дефлегмацией

     Дистилляция с дефлегмацией является разновидностью простой перегонки. Она отличается тем, что между колбой и холодильником устанавливают вертикальный воздушный дефлегматор, который обеспечивает частичную конденсацию паров и возврат их обратно в колбу. Использование дефлегматора позволяет несколько увеличить четкость разделения фракций. В результате этого кривая 2 (перегонка с дефлегматором) на рис.1 имеет более крутой наклон по сравнению с простой дистилляцией (кривая 1). Однако в целом этот метод обладает теми же недостатками, что и простая дистилляция.

Непрерывная простая дистилляция

     Существует разновидность простой дистилляции при постоянной температуре нагрева с непрерывной подачей сырья и непрерывным отводом получаемых фракций. Этот метод отличается наихудшей четкостью разделения фракций, то есть фракции перекрываются по температурам кипения в очень широком диапазоне. В связи с этим кривая 3 (непрерывная простая дистилляция) на рис.1 имеет самый наименьший наклон. Искажение фракционного состава, определенного этим методом, будет максимально большим. Следовательно, оценка потенциала светлых фракций, проведенная с использованием этого метода даст наибольшую ошибку.

      Необходимо отметить, что в настоящее время на рынке стран СНГ предлагается большое количество нефтеперегонных установок, работающих на так называемых "новых принципах". Такие установки отличаются отсутствием ректификационной колонны, наличием системы выпарных кубов в той или иной разновидности, или только внешним подобием колонны без существенных признаков ректификации, то есть работают по принципу непрерывной простой дистилляции. Из графика на рис.1 становится понятно, что подобные установки отличаются крайне низким качеством получаемых продуктов. При этом, естественно, цена таких установок на рынке существенно ниже промышленных ректификационных установок [3].

Ректификация

     Ректификация является наиболее точным и объективным методом определения фракционного состава нефти, так как только при использовании этого метода достигается максимальная четкость разделения фракций. Соответственно, кривая 4 (ректификация) на рис.1 имеет наибольший наклон. Следовательно, при прочих равных условиях, при одной и той же температуре перегонки по всем четырем методам количество светлых фракций, полученное при ректификации, будет наименьшим. И это связано с высокой четкостью разделения фракций с минимальным перекрытием между ними. Именно такое количество светлых соответствует истинному содержанию светлых в нефти.
     Определение фракционного состава методом ректификации производится по ГОСТ 11011-85 [5]. Перегонка нефти ведется на периодической ректификационной колонне АРН-2. Сначала при атмосферном давлении из нефти отгоняют фракции до 300оС. Затем, под вакуумом производят перегонку оставшейся части нефти (фракцию до 480-500оС в пересчете на перегонку при атмосферном давлении). В процессе перегонки фиксируют количество отогнанного дистиллята и соответствующие ему температуры кипения исходной смеси. По полученным данным строят так называемую кривую ИТК (истинные температуры кипения) - см. кривую 4 на рис.1. Фракционный состав по ИТК является наиболее объективным показателем состава нефти.

     Необходимо также отметить, что при промышленной переработке нефти по непрерывной схеме нагрев термонестабильных фракций производится одновременно с более легкими компонентами нефти. Поэтому порог термического разложения смещается в область более высоких температур - 380-400оС. На скорость термического разложения, помимо температуры и давления, также оказывают влияние такие факторы, как время нахождения сырья в нагретом состоянии (скорость перемещения) и удельная теплонапряженность зоны нагрева.

Более подробно с физическими основами ректификации можно ознакомиться здесь.

 

Оценка потенциала светлых фракций в нефти

     Под потенциальным содержанием суммы светлых фракций в нефти понимается суммарный выход фракций с температурой кипения до 350оС.
     Кривая ИТК, полученная по ГОСТ 11011-85, не позволяет в полной мере судить о потенциальном содержании суммы светлых фракций в нефти, так как результаты ИТК получают при периодической ректификации. И полученные продукты не соответствуют по своим свойствам продуктам, получаемым при промышленной непрерывной ректификации. Также об других отличиях условий периодической и непрерывной перегонки упоминалось выше в описании простой дистилляции.
     Кроме того, для правильной оценки потенциала светлых и для технологических расчетов решающее значение имеет не то, сколько светлых выкипает при 350оС, а то, сколько из них можно получить светлых товарных нефтепродуктов, отвечающих требованиям ГОСТов. И здесь свое влияние на возможность получения товарных продуктов оказывают другие свойства нефти, например, содержание парафинов, серы и т.д.
     Для определения потенциального содержания суммы светлых фракций существует ряд методов. Из них базовым является метод ВНИИ НП. Согласно этого метода проводят несколько перегонок нефти на аппарате АРН-2, отбирают и накапливают узкие десятиградусные фракции вплоть до 400оС. Из полученных фракций компаундируют топливные фракции, например, бензин и дизтопливо, с необходимыми по ГОСТ свойствами, такими как фракционный состав, температура вспышки, плотность, вязкость, температуры помутнения и застывания. Затем по полученным результатам рассчитывают максимально возможный выход товарных светлых нефтепродуктов.
     При этом следует учитывать один очень важный момент, вызывающий среди неспециалистов много споров. При проектировании промышленных установок перегонки нефти АВТ обычная норма на содержание дизельного топлива (фракция до 350оС) в мазуте составляет 5% по объему [1]. Это также необходимо учитывать и при оценке потенциала выхода светлых фракций.
     Метод ВНИИ НП дает достаточно точные результаты. Однако из-за высокой трудоемкости его стоимость на сегодняшний день составляет свыше 9000$, а временные затраты на проведение анализов доходят до 0,5 месяца.

 

Определение потенциала светлых фракций в нефти на пилотной ректификационной установке Линас

     С учетом выше изложенного имеется ряд объективных трудностей при выборе оптимального вида сырья и при планировании будущего материального баланса для работающих и вновь проектируемых мини-НПЗ. Эти трудности связаны также с отсутствием на мини-НПЗ специализированного оборудования и специалистов соответствующей квалификации.
     С целью оперативного решения этих вопросов для своих клиентов в ЗАО НПП Линас-Техно построена пилотная нефтеперегонная установка НПУ-П.010.
     Пилотная установка моделирует полный цикл промышленного процесса атмосферной перегонки углеводородного сырья на основе технологии ЛИНАС. Установка представляет собой ректификационный узел, содержащий колонну Линас, печь нагрева сырья с газовой горелкой, теплообменники, холодильники, емкости, насосную площадку, систему подачи сырья и промышленную автоматическую систему управления процессом. Сырьем для установки являются различные виды нефти и газового конденсата.

Основные технические характеристики установки

Номинальная производительность по сырью, кг/ч
10
Точность разделения углеводородных фракций, оС
0,5…4,5
Режим работы установки
непрерывный
Рабочее давление в установке (избыточное), МПа
0…0,45
Площадь установки, м2
6,0
Высота установки, м
5,4
Высота ректификационной секции колонны, м
1,5
Установочная электрическая мощность, кВт
3,0
Рабочая электрическая мощность, кВт
1,4
Тепловая мощность печи нагрева сырья, кВт
3,0
Топливо для печи нагрева сырья
пропан-бутан
Максимальная рабочая температура, оC
400

пилотная нефтеперегонная установка (2К): просмотр с увеличением (40К)
Пилотная нефтеперегонная установка

     Уникальная ректификационная колонна, работающая на основе технологии Линас, имеет в своей составе ректификационную и отпарную секции. Также колонна содержит уникальный узел кондиционирования и отбора дизельного топлива, позволяющий получать высококачественный дизель из нефти с повышенным содержанием парафинов. Таким узлом оснащаются все нефтеперегонные установки Линас [2].
     Контрольные тесты по проверке эффективности работы ректификационной секции пилотной установки на водно-этанольном растворе показали, что при рабочей высоте 1,5 м происходит повышение концентрации этанола с 6% до 93% масс. То есть по своей эффективности она заведомо превосходит все известные обычные нефтеперерабатывающие колонны.
     На установке реализован весовой контроль расхода нефти и получаемых из нее фракций. С этой целью используются электронные весы с точностью измерения ±1 грамм. Отклонение повторяемости результатов не превышает 0,5% при изменении подачи нефти на 2%.

     Естественно, использование данной установки не может полностью заменить методику ВНИИ НП. Но такие особенности ректификационной технологии Линас, как точная масштабируемость процесса, позволяют получать результаты перегонки сырья, максимально приближенные к промышленным.

     Таким образом, пилотная установка НПУ-П.010 позволяет с высокой степенью точности определять потенциал содержания светлых фракций в нефти при условии получения товарных продуктов и, следовательно, дает возможность производить оперативную оценку будущего материального баланса мини-НПЗ при работе на различных видах сырья.

 

Выводы:

1. Любые известные методы (в том числе и по ГОСТ 2177-85), кроме ректификации, дают необоснованно завышенные результаты при оценке количества светлых фракций в нефти.

2. Эти методы могут быть применимы только для оценки работы установок, основанных на простой непрерывной дистилляции. Подобные установки дают завышенный выход светлых за счет большого наложения между фракциями нефти, что приводит в итоге к получению некондиционных продуктов. Такие продукты невозможно подогнать к требованиям ГОСТов на товарные виды топлива.

3. Применение подобных методов оценки к промышленным ректификационным установкам приводит к завышенной, следовательно, ошибочной оценке выхода светлых фракций.

4. Единственно верным подходом к оценке потенциального выхода светлых из нефти является использование методов, основанных на ректификации.

5. Наиболее достоверной методикой по оценке потенциала светлых фракций с учетом их товарных свойств является метод ВНИИ НП.

6. Непрерывная перегонка нефти на высокоэффективной ректификационной колонне Линас позволяет производить оценку потенциала светлых фракций в условиях, максимально приближенных к промышленным. Это позволяет производить оперативную оценку материального баланса промышленной установки при работе на том или ином виде сырья.

 

Литература

1. А.К.Мановян. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Москва: "Химия", 2001.

2. Г.А.Нестеров, А.Ф.Сайфутдинов, О.Е.Бекетов, В.С.Ладошкин. Возможно ли получение нефтепродуктов высокого качества на мини-НПЗ. 2004,
http://www.linas.ru/public/diesel.htm

3. "Российский рынок мини-нефтеперерабатывающих установок: соотношение цены и качества". 2004,
http://www.linas.ru/public/quality.htm

4. ГОСТ 2177-85. Метод определения фракционного состава нефтепродуктов.

5. ГОСТ 11011-85. Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2.

 

Новосибирск, март, 2005

ЗАО НПП Линас-Техно
©2005

ЗАО НПП "ЛИНАС-ТЕХНО"
Новосибирск, ул. Тайгинская, 1
Почтовый адрес: 630027, Новосибирск, аб.ящ. 308
Телефоны: (3832) 74-29-61, 74-30-86
E-mail: linas@linas.ru
http://www.linas.ru


Главная страница

Публикации


© 1999-2016 Линас