Способ получения топливных фракций

Способ получения топливных фракций

Реферат

Изобретение относится к способам получения топливных фракций путем подготовки и переработки углеводородного сырья: нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных смесей.

Известен способ получения топливных фракций путем сортировки и последующей переработки нефтяных смесей (см. Змиевский П.К., Вассерман Л.К., Подлесный Н.К. Технологические методы увеличения межремонтного пробега установки и их экономическая эффективность. Серия "Переработка нефти", ЦНИИТЭнефтехим. М., 1971, с.12-18).

Недостатком указанного способа является то, что при сортировке нефтяных смесей не удается достигнуть стабильности их состава. Колебания состава поступающих на переработку нефтяных смесей вызывают серьезные "возмущения" технологического режима установки и приводят к снижению выхода и качества целевых топливных фракций.

За прототип заявляемого изобретения нами принят способ получения топливных фракций путем произвольного смешения нефти и газового конденсата с последующей переработкой нефтегазоконденсатной смеси (см. Бренц А.Д., Пикалов Г.П., Тышляр И.С. Народнохозяйственные и региональные аспекты рационального использования конденсата. Серия "Подготовка и переработка газа и газового конденсата". М.: ВНИИЭгазпром, 1982, вып.6, с.8-18). Такой способ подготовки сырья для переработки адекватен только при постоянном качественном и количественном составе его компонентов, что практически недостижимо.

При разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений энергия пласта со временем истощается. С падением давления в пласте нефть утяжеляется, теряя легкие фракции, а газовый конденсат, наоборот, облегчается. За счет ретроградных изменений происходит конденсация и потеря части высококипящих углеводородов конденсата в порах пласта. Поступающая на переработку нефтяная или газоконденсатная смесь отбирается из групп скважин одного или нескольких месторождений. Каждая скважина месторождения имеет свои технологические параметры разработки, которые со временем изменяются. Поэтому со временем изменяется и состав добываемой углеводородной смеси. Колебания состава поступающих на переработку нефтегазоконденсатных смесей вызывают нарушения технологического режима установок и снижают качество и выход целевых топливных фракций.

Техническим результатом предлагаемого способа является повышение качества и выхода топливных фракций от их потенциала в сырье.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе получения топливных фракций, включающем произвольное смешение нефти и газового конденсата и последующую их переработку, определяют в зависимости от варианта режима работы установки и нормируемых свойств целевой топливной фракции дополнительный и основной компоненты углеводородной смеси, смешивают их в количестве, рассчитываемом по формуле:

где G_О - количество основного потока смеси, кг/ч;

G_д - количество дополнительного потока смеси, кг/ч;

x_i,o - потенциальная доля целевой фракции основного потока смеси;

х_i,д - потенциальная доля целевой фракции дополнительного потока смеси;

ρ_н, ρ_о, ρ_д - нормируемая плотность нефтепродукта и плотность целевой фракции основного и дополнительного потоков смеси, соответственно, кг/м³;

ν_н, ν_о, ν_д - нормируемая вязкость нефтепродукта и вязкость целевой фракции основного и дополнительного потоков смеси, соответственно, м²/c·10^-6;

Т_зн, Т_зо, Т_зд - нормируемая температура застывания нефтепродукта и температура застывания целевой фракции основного и дополнительного потоков смеси, соответственно, К;

и направляют на переработку.

При переработке углеводородных смесей обычно планируется несколько вариантов работы установки с максимальным отбором керосиновых или дизельных фракций. При переходе с одного варианта режима работы установки на другой изменяются технологические параметры фракционирования сырья, а также качество и выход целевых фракций. Поэтому для каждого варианта работы установки требуется дополнительная оценка физико-химических свойств сырья по отношению к нормируемым требованиям ГОСТ на нефтепродукт.

Такие основные физико-химические свойства нефти и газового конденсата, как молекулярная масса, плотность, вязкость, температура застывания и вспышки, имеют симбатную зависимость от их фракционного и углеводородного состава. С увеличением пределов выкипания от начала кипения увеличивается выход фракции, ее молекулярная масса, плотность, вязкость, температура застывания и вспышки и, наоборот, с уменьшением пределов выкипания названные показатели уменьшаются. Таким образом, наблюдается неразрывная связь между качеством (показатели физико-химических свойств) и количеством (фракционный состав) фракции.

Для рационального смешения нефти и газового конденсата наиболее важно соответствие физико-химических свойств целевых фракций и нормируемых свойств нефтепродуктов, отвечающих требованиям ГОСТ.

По предлагаемому способу эта задача решается при использовании таких показателей физико-химических свойств, как плотность, вязкость и температура застывания. Эти показатели наиболее полно описывают аддитивные, реологические и низкотемпературные свойства сырья и топливных фракций, так как имеют симбатную зависимость при перераспределении материальных и тепловых потоков в случае переходных режимов, а их графическое описание с последующим моделированием технологии процесса имеет тангенциальный характер.

Предлагаемый способ получения топливных фракций путем смешения дополнительного и основного компонентов углеводородной смеси в количестве, определенном по указанной формуле, обеспечивает:

- рациональное соотношение компонентов нефтегазоконденсатной смеси, рассчитанной по предлагаемой формуле, на основе симбатных показателей физико-химических свойств целевых фракций и нормируемых свойств нефтепродуктов;

- рациональные условия для соответствия потенциала нормируемых свойств с потенциальным содержанием целевых фракций в углеводородной смеси;

- выбор наиболее оптимального технологического режима для фракционирования углеводородной смеси.

Совокупность признаков, отличающих предлагаемое решение от прототипа - определение основного и дополнительного компонентов углеводородной смеси и смешение их в количестве, рассчитываемом по предлагаемой формуле, - не выявлены в известных решениях.

В настоящее время наиболее перспективными являются газоконденсатные месторождения валанжинских и ачимовских залежей Западной Сибири. Наличие в ачимовских залежах больших запасов углеводородного сырья (по данным СибНАЦ извлекаемые запасы нефти - 1131,5 млн.т; свободного газа 3675 млрд.м³, газового конденсата - 754 млн.т) делают актуальной проблему разработки месторождений и переработки нефтегазоконденсатных смесей с учетом их ретроградных изменений.

Физико-химическая характеристика конденсата ачимовской залежи Уренгойского месторождения и смеси западно-сибирских нефтей приведена в таблице 1.

Таблица 1Физико-химическая характеристика конденсата ачимовской залежи Уренгойского месторождения и смеси западно-сибирских нефтей

Показатели	Значения	ГОСТ или методика
конденсат	нефть
Содержание, % мас.:
газа до С4 вкл.	2,5	1,8	13379
механических примесей	отс.	отс.	6370
воды до обезвоживания	отс.	отс.	2477
воды после обезвоживания	-	-	-
хлористых солей, мг/л	6,0	30	21534
Давление насыщенных паров, мм рт.ст, при 38°С	208	342	1756
Температура вспышки, °С:
в открытом тигле	4		4333
в закрытом тигле	<-35	<-17	6356
Плотность при 20°С, кг/м3	794,7	842	3900
Молекулярная масса	202	228	методика ВНИИНП
Кинематическая вязкость при 50°С, мм2/с	1,42	4,11	33
Температура застывания, °С	-6	-25	20287
Кислотность, мг КОН/100 мл	0,29	0,05	5985
Коксуемость, %	0	3,0	19932
Содержание, %			методика
асфальтенов	отс.	1,5	ВНИИНП
смол силикагелевых	отс.	9,1
парафина	4,3	3,5	11851
с температурой плавления, °С	51	56
серы общей	0,036	0,45	1437
серы меркаптановой	отс.	отс.	17323

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Вариант 1.

Установка первичной перегонки работает в режиме с максимальным отбором керосиновой фракции. С целью увеличения выхода и повышения качества реактивного топлива марки ТС-1 определяют потенциальный выход и физико-химические свойства керосиновых фракций для компонентов нефтегазоконденсатной смеси.

По характеристике физико-химических свойств компонентов определяют потенциальное качество целевой керосиновой фракции в нефтегазоконденсатной смеси согласно требованиям ГОСТ на топливо ТС-1 (см. табл.2).

Таблица 2Характеристика физико-химических и нормируемых свойств керосиновых фракций нефтегазоконденсатной смеси и ее компонентов
Показатели керосиновых фракций	Компоненты	Нефтегазоконденсатная смесь	ГОСТ 10227-86 ТС-1
нефть	конденсат
Выход, % мас.	15,5	22,5	17,0	-
Плотность при 20°С, кг/м3	785	772	778	>775
Фракционный состав, °С:
н.к.	140	138	138	<150
10%	154	148	150	<165
50%	178	164	170	<195
90%	216	204	210	<230
98%	225	216	222	<250
Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с	1,35	1,20	1,28	>1,25
Температура, °С:
вспышки	34	26	30	>28
начала кристаллизации	-54	-66	-60	<-60
Теплота сгорания низшая, кДж/кг	43200	42950	43050	>42900
Высота некоптящего пламени, мм	28	22	26	>25
Содержание, % мас.:
серы общей	0,2	0,004	0,15	<0,25
серы меркаптановой	0,002	отс.	0,002	<0,005
ароматических углеводородов	19	20	20	<22
Кислотность, мг КОН/100 мл	0,5	0,48	0,5	<0,7

Анализ данных таблицы 2 позволяет отметить следующее. Аддитивные и реологические физико-химические свойства керосиновой фракции конденсата не отвечают требованиям ГОСТ на топливо ТС-1, но имеется значительный запас по низкотемпературным свойствам. Вместе с тем, нефть обладает значительным запасом аддитивных и реологических физико-химических свойств по отношению к нормируемым требованиям ГОСТ на топливо ТС-1.

Поскольку основными нормируемыми показателями топлива ТС-1 являются низкотемпературные свойства, принимаем в качестве дополнительного компонента конденсат, а основного компонента - нефть.

По предлагаемой формуле рассчитываем соотношение нефти и конденсата в нефтегазоконденсатной смеси:

Следовательно, чтобы обеспечить нормируемое качество и максимальный выход керосиновой фракции от ее потенциала в сырье, на 100 кг/ч нефти необходимо добавить 28,2 кг/ч конденсата.

Определяем соотношение компонентов нефтегазоконденсатной смеси в % мас.:

- поток основного компонента (нефть) составляет 100/128,2×100=78% мас.;

- поток дополнительного компонента (конденсат) составляет 100-78=22% мас.

По соотношению компонентов определяем материальный баланс переработки сформированного потока нефтегазоконденсатной смеси в режиме с максимальным отбором керосиновой фракции (см. табл.3).

Таблица 3Материальный баланс переработки сформированного потока нефтегазоконденсатной смеси в режиме с максимальным отбором керосиновой фракции
Отбираемые фракции	Выход на сырье, % мас.
нефть	конденсат	нефтегазоконденсатная смесь
Бензиновая фракция (н.к. - 140°С)	16,5	27,5	18,9
Керосиновая фракция (140-230°С)	15,5	22,5	17,0
Фракция дизельного топлива марки "Л" (230-360°С)	20	32	22,7
Фракция котельного топлива марки М-40 (>360°С)	48	18	41,4
Всего	100	100	100

Вариант 2.

Установка первичной перегонки работает в режиме с максимальным отбором фракции дизельного топлива. С целью увеличения выхода и повышения качества дизельного топлива марки "Л" определяют потенциальный выход и физико-химические свойства фракции дизельного топлива для компонентов нефтегазоконденсатной смеси.

По характеристике физико-химических свойств компонентов определяют потенциальное качество целевой фракции дизельного топлива в нефтегазоконденсатной смеси, согласно требованиям ГОСТ на дизельное топливо марки "Л" (см. табл.4).

Таблица 4Характеристика физико-химических и нормируемых свойств фракции летнего дизельного топлива нефтегазоконденсатной смеси и ее компонентов
Показатели дизельных фракций	Компоненты	Нефтегазоконденсатная смесь	ГОСТ 305-82 марка "Л"
нефть	конденсат
Выход, % мас.	30	45	31,5	-
Плотность при 20°С, кг/м3	835	820	832	<860
Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с	4,5	2,8	4,0	3-6
Фракционный состав, °С:
50%	272	254	264	<280
96%	360	356	358	<360
Температура, °С:
застывания	-7	-30	-12	<-10
помутнения	-2	-20	-6	<-5
вспышки	70	40	50	>45
Содержание серы общей, % масс.	0,5	0,005	0,45	<0,5
Цетановое число	54	45	50	>45

При формировании потока нефтегазоконденсатной смеси с целью переработки в режиме с максимальным отбором летнего дизельного топлива за дополнительный поток также принимают конденсат, так как он имеет запас по аддитивным и низкотемпературным свойствам, а нефть имеет запас только по реологическим свойствам.

По предлагаемой формуле рассчитывают соотношение нефти и конденсата в нефтегазоконденсатной смеси:

Определяют соотношение компонентов нефтегазоконденсатной смеси в % мас.:

- поток основного компонента (нефть) составляет 100/111×100=90% мас.;

- поток дополнительного компонента (конденсат) составляет 100-90=10% мас.

По соотношению компонентов определяют материальный баланс переработки сформированного потока нефтегазоконденсатной смеси в режиме с максимальным отбором фракции летнего дизельного топлива (см. табл.5).

Таблица 5Материальный баланс переработки сформированного потока нефтегазоконденсатной смеси в режиме с максимальным отбором фракции летнего дизельного топлива
Отбираемые фракции	Выход на сырье, % мас.
нефть	конденсат	нефтегазоконденсатная смесь
Бензиновая фракция (н.к. - 180°С)	22,0	37,0	23,5
Фракция дизельного топлива марки "Л" (180-360°С)	30,0	45,0	31,5
Фракция котельного топлива марки М-40 (>360°С)	48,0	18,0	45,0
Всего	100	100	100

Из таблиц 2-5 видно, что физико-химические свойства керосиновой фракции и фракции дизельного топлива нефтегазоконденсатной смеси соответствуют всем требованиям ГОСТ на топливо ТС-1 и дизельное топливо марки "Л", что обуславливает высокий потенциальный отбор целевых топливных фракций при переработке нефтегазоконденсатных смесей.

В таблице 6 приведены материальные балансы переработки нефтегазоконденсатной смеси по известному (I) и предлагаемому способам (II - вариант 1 и III - вариант 2).

Таблица 6Материальный баланс переработки нефтегазоконденсатных смесей по известному и предлагаемому способам
Показатели	Известный	Предлагаемый
Режимы
I	II	III
Производительность установки, % к проектной	100	100	100
Отбор продуктов, % мас.на исходное сырье
Бензин:
- фракция н.к. - 140°С		18,3
- фракция н.к. - 180°С	21,5		22,8
Керосин:
- фракция 140-230°С		16,5
- фракция 180-220°С	9,0
Дизельное топливо:
- фракция 180-360°С			30,6
- фракция 220-350°С	23,0
- фракция 230-360°С		22,0
Всего светлых нефтепродуктов, % мас.	53,5	56,8	53,4
Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в сырье, % мас.	56,5	58,6	55,0
Глубина отбора светлых нефтепродуктов от их потенциала в сырье, %	94,7	96,9	97,0
Содержание фракций в мазуте, выкипающих до 360°С, %	7,0	5,0	4,8

По известному способу газовый конденсат вовлекается в переработку в смеси с нефтью в произвольном соотношении. В связи с этим нефтегазоконденсатная смесь перерабатывается без определения целевого режима, и технологический уровень ее фракционирования оценивается по глубине отбора суммы светлых нефтепродуктов от их потенциала в сырье и по содержанию в мазуте фракций, выкипающих до 360°С.

По предлагаемому способу отбор суммы светлых нефтепродуктов от их потенциала в сырье значительно выше по сравнению с известным (97,0>94,7), а содержание в мазуте фракций, выкипающих до 360°С, меньше (5,0<7,0).

Таким образом, переработка сформированных потоков нефтегазоконденсатных смесей по предлагаемому способу является технологически более рациональной и экономически целесообразной по сравнению с другими известными способами.

Способ получения топливных фракций путем подготовки и переработки углеводородного сырья, включающий произвольное смешение нефти и газового конденсата и последующую переработку нефтегазоконденсатной смеси, отличающийся тем, что определяют основной и дополнительный компонент нефтегазоконденсатной смеси, смешивают их в количестве, рассчитываемом по формуле:

где G_о - количество основного потока смеси, кг/ч;

G_д - количество дополнительного потока смеси, кг/ч;

x_i,о - потенциальная доля целевой фракции основного потока смеси;

х_i,д - потенциальная доля целевой фракции дополнительного потока смеси;

ρ_н, ρ_о, ρ_д - нормируемая плотность нефтепродукта и плотность целевой фракции основного и дополнительного потоков смеси, соответственно, кг/м³;

ν_н, ν_о, ν_д - нормируемая вязкость нефтепродукта и вязкость целевой фракции основного и дополнительного потоков смеси, соответственно, м²/с·10^-6;

Т_зн, Т_зо, Т_зд - нормируемая температура застывания нефтепродукта и температура застывания целевой фракции основного и дополнительного потоков смеси, соответственно, К;

и направляют на переработку.