Состав ректификационных газов кратко

Обновлено: 02.07.2024

Перегонка (дистилляция) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы — остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость — высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая — нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока, — отгонной, или исчерпывающей, секцией.

Различают простые и сложные колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят), выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Для разделения бинарных или многокомпонентных смесей на 2 компонента достаточно одной простой колонны (если не предъявляются сверхвысокие требования к чистоте продукта). Для разделения же многокомпонентных непрерывных или дискретных смесей на более чем 2 компонента (фракции) может применяться одна сложная колонна либо система простых или сложных колонн, соединенных между собой в определенной последовательности прямыми или обратными паровыми или (и) жидкими потоками. Выбор конкретной схемы и рабочих параметров процессов перегонки определяется технико-экономическими и технологическими расчетами с учетом заданных требований по ассортименту и четкости разделения, термостабильности сырья и продуктов, возможности использования доступных и дешевых хладоагентов, теплоносителей и т. п.

Четкость погоноразделения — основной показатель эффективности работы ректификационных колонн – характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте. Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой чистотой отбираемых фракций, то есть долей компонентов, выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смеси в отобранных фракциях (дистиллятах или остатке), а также отбором фракций от потенциала. Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуются соответственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокой разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 10…30 °С.

Установлено, что на разделительную способность ректификационных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давление, температура, место ввода сырья и т. д.), иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число (R) характеризует соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны и рассчитывается как R = L/D, где L и D — количества соответственно флегмы и ректификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны, рассчитываемое как П = G/W, где G и W — количества соответственно паров и кубового продукта. Число тарелок (N) колонны (или высота насадки) определяется числом теоретических тарелок (NТ), обеспечивающим заданную четкость разделения при принятом флегмовом (и паровом) числе, а также эффективностью контактных устройств (обычно КПД реальных тарелок или удельной высотой насадки, соответствующей 1 теоретической тарелке). Зависимость числа теоретических тарелок от флегмового числа колонны можно выразить в виде графика, как это представлено на рис. 3.6.

Анализ графика позволяет выявить следующую закономерность, обусловливающая граничные пределы нормального функционирования ректификационных колонн: заданная четкость разделения смесей может быть обеспечена (достигнута) лишь при одновременном выполнении ограничений по флегмовому числу и числу теоретических тарелок:

где – R_мин и N Т _мин — минимальные значения соответственно флегмового числа и числа теоретических тарелок.

Любая точка на кривой (рис. 3.6) может быть выбрана в качестве рабочей. Это означает, что заданная четкость разделения смеси может быть достигнута бесконечным множеством пар чисел NТ и R. Как следует из рисунка, флегмовое число, следовательно, и количество орошения в колонне изменяется от минимального значения до бесконечно большой величины; при этом необходимое для обеспечения заданной четкости разделения число тарелок будет изменяться соответственно от бесконечно большой величины до некоторой минимальной. Очевидно, при увеличении количества орошения будут расти эксплуатационные затраты (связанные с расходом энергии на перекачку, тепла в кипятильнике и холода в конденсаторах), а капитальные затраты вначале будут существенно уменьшаться в результате снижения высоты, а затем расти из-за увеличения диаметра колонны. Из опыта эксплуатации колонн установлено, что оптимальное значение флегмового числа, соответствующее минимуму общих затрат на ректификацию (рис. 3.7), не намного превышает минимально необходимое R_мин:

где β — коэффициент избытка флегмы (в пределах 1,0…1,3).

Фактическое число тарелок N_ф определяется либо аналитическим расчетом (на ЭВМ с использованием уравнений равновесия фаз, материального и теплового балансов потоков), либо исходя из опытных данных с учетом эффективного КПД тарелки η_Т :

В зависимости от конструкции и места расположения в колонне η_Т изменяется в пределах 0,3…0,9. На технико-экономические показатели и четкость погоноразделения ректификационной колонны, кроме ее разделительной способности, в значительной степени влияют физические свойства (молекулярная масса, плотность, температура кипения, летучесть и др.), компонентный состав, число (би- или многокомпонентный) и характер распределения (непрерывный, дискретный) компонентов перегоняемого сырья. В наиболее обобщенной форме разделительные свойства перегоняемого сырья принято выражать коэффициентом относительной летучести (аналогом коэффициенту разделения (селективности) в процессах экстракции).

Коэффициент относительной летучести — отношение летучестей компонентов (фракций) перегоняемого сырья при одинаковых температуре и давлении:

где К₁ и К₂ — константы фазового равновесия соответственно низко- и высококипящего компонентов (фракций). Поскольку К₁ > К₂, то α > 1.

Коэффициент α косвенно характеризует движущую силу процесса перегонки применительно к разделяемому сырью. Сырье, у которого α >> 1, значительно легче разделить на компоненты, чем при его значении, близком к единице.

Относительная летучесть зависит от давления и температуры, при которых находятся компоненты. С увеличением давления и температуры величина α снижается. Вблизи критической области значение коэффициента α приближается к единице.

ТЕХНОЛОГИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА, С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов, 2006

Нефть — природная смесь углеводородов, в основном алканов линейного и разветвленного строения, содержащих в молекулах от 5 и более атомов углерода, с другими органическими соединениями, прежде всего полиароматическими углеводородами (т. е. углеводородами, в молекулах которых содержится несколько соединенных между собой бензольных колец).

Газообразные и твердые компоненты нефти растворены в ее жидких составляющих, что и определяет ее агрегатное состояние.

Рис. 27.
Последствия катастроф, связанных с разливом нефти

Существуют бактерии, способные использовать компоненты нефти в качестве пищи, преобразуя ее в безвредные продукты жизнедеятельности. Применение таких культур бактерий является наиболее экологически безопасным и перспективным путем борьбы с загрязнениями окружающей среды нефтью в процессе ее добычи, транспортировки и переработки.

Представляя собой смесь различных веществ, нефть не имеет постоянной температуры кипения. Каждый ее компонент сохраняет в смеси свои индивидуальные свойства, что и позволяет разделить смесь на составляющие. Для этого нефть очищают от механических примесей, серосодержащих органических соединений и подвергают фракционной перегонке, или ректификации.

Фракционная перегонка, или ректификатор ция, — это физический способ разделения смеси компонентов, основанный на различии их температур кипения.

Фракционную перегонку осуществляют на нефтеперегонных заводах в специальных установках — ректификационных колоннах (рис. 28), в которых повторяются циклы испарения и конденсации жидких веществ, содержащихся в нефти.

Рис. 28.
Схема установки (ректификационной колонны) для непрерывной перегонки нефти и области применения нефтепродуктов

В ректификационную колонну поступает очищенная нефть, нагретая в трубчатой печи до температуры 320— 350 °С.

Ректификационная колонна имеет горизонтальные перегородки с отверстиями — тарелки (рис. 29), на которых происходит конденсация фракций нефти.

Рис. 29.
Устройство тарелок ректификационной колонны

_кип

Многокомпонентная смесь, состоящая преимущественно из углеводородов. Углеводороды представлены в основном алканами, циклоалканами и аренами.

Попутный нефтяной газ

Смесь, состоящая практически только из алканов с длинной углеродной цепью от 1 до 6-ти углеродных атомов, образуется попутно при добыче нефти, отсюда и происхождение названия. Имеет место такая тенденция: чем меньше молекулярная масса алкана, тем его процентное содержание в попутном нефтяном газе выше.

Природный газ

Смесь, состоящая преимущественно из низкомолекулярных алканов. Основной компонент природного газа — метан. Его процентное содержание в зависимости от месторождения газа может быть от 75 до 99%. На втором месте по концентрации с большим отрывом — этан, еще меньше содержится пропана и т.д.

Принципиальное отличие природного газа от попутного нефтяного заключается в том, что в попутном нефтяном газе намного выше доля пропана и изомерных бутанов.

Каменный уголь

Многокомпонентная смесь различных соединений углерода, водорода, кислорода, азота и серы. Также в состав каменного угля входит значительное количество неорганических веществ, доля которых существенно выше, чем в нефти.

Переработка нефти

Нефть представляет собой многокомпонентную смесь различных веществ преимущественно углеводородов. Данные компоненты отличаются друг от друга по температурам кипения. В связи с этим, если нагревать нефть, то сначала из нее будут улетучиваться наиболее легкокипящие компоненты, затем соединения с более высокой температурой кипения и т.д. На данном явлении основана первичная переработка нефти, заключающаяся в перегонке (ректификации) нефти. Данный процесс называют первичным, поскольку предполагается, что при его протекании не происходят химические превращения веществ, а нефть лишь разделяется на фракции с различными температурами кипения. Ниже представлена принципиальная схема ректификационной колонны с кратким описанием самого процесса перегонки:

Перед процессом ректификации нефть специальным образом подготавливают, а именно, избавляют от примесной воды с растворенными в ней солями и от твердых механических примесей. Подготовленная таким образом нефть поступает в трубчатую печь, где нагревается до высокой температуры (320-350 о С). После нагревания в трубчатой печи нефть, обладающая высокой температурой, поступает в нижнюю часть ректификационной колонны, где происходит испарение отдельных фракций и подъем их паров вверх по ректификационной колонне. Чем выше находится участок ректификационной колонны, тем его температура ниже. Таким образом, на разной высоте отбирают следующие фракции:

1) ректификационные газы (отбирают в самой верхней части колонны, в связи с чем их температура кипения не превышает 40 о С);

2) бензиновая фракция (температуры кипения от 35 до 200 о С);

3) лигроиновая фракция (температуры кипения от 150 до 250 о С);

4) керосиновая фракция (температуры кипения от 190 до 300 о С);

5) дизельную фракцию (температуры кипения от 200 до 300 о С);

6) мазут (температуры кипения более 350 о С).

Следует отметить, что средние фракции, выделяемые при ректификации нефти, не удовлетворяют стандартам, предъявляемым к качествам топлив. Кроме того, в результате перегонки нефти образуется немалое количество мазута — далеко не самого востребованного продукта. В связи с этим после первичной переработки нефти стоит задача повышения выхода более дорогих, в частности, бензиновых фракций, а также повышения качества этих фракций. Эти задачи решаются с применением различных процессов вторичной переработки нефти, например, таких как крекинг и риформинг.

Следует отметить, что количество процессов, используемых при вторичной переработке нефти, значительно больше, и мы затрагиваем лишь одни из основных. Давайте теперь разберемся, в чем же заключается смысл этих процессов.

Крекинг (термический или каталитический)

Данный процесс предназначен для повышения выхода бензиновой фракции. Для этой цели тяжелые фракции, например, мазут подвергают сильному нагреванию чаще всего в присутствии катализатора. В результате такого воздействия длинноцепочечные молекулы, входящие в состав тяжелых фракций, рвутся и образуются углеводороды с меньшей молекулярной массой. Фактически это приводит к дополнительному выходу более ценной, чем исходный мазут, бензиновой фракции. Химическую суть данного процесса отражает уравнение:

Риформинг

В результате процесса риформинга повышается доля ароматических углеводородов в бензиновой фракции, имеющих среди прочих углеводородов одни из самых высоких октановых чисел. Достигается такое увеличение доли ароматических углеводородов в основном в результате протекания при процессе риформинга реакций дегидроциклизации. Например, при достаточно сильном нагревании н-гексана в присутствии платинового катализатора он превращается в бензол, а н-гептан аналогичным образом — в толуол:

Переработка каменного угля

Основным способом переработки каменного угля является коксование. Коксованием угля называют процесс, при котором уголь нагревают без доступа воздуха. При этом в результате такого нагревания из угля выделяют четыре основных продукта:

1) Кокс

Твердая субстанция, представляющая собой практически чистый углерод.

2) Каменноугольная смола

Содержит большое количество разнообразных преимущественно ароматических соединений, таких как бензол его гомологи, фенолы, ароматические спирты, нафталин, гомологи нафталина и т.д.;

3) Аммиачная вода

Несмотря на свое название данная фракция, помимо аммиака и воды, содержит также фенол, сероводород и некоторые другие соединения.

4) Коксовый газ

Основными компонентами коксового газа являются водород, метан, углекислый газ, азот, этилен и т.д.

Низкотемпературная конденсация (НТК) - процесс изобарного охлаждения природного газа, попутного нефтяного газа (ПНГ) сопровождающий последовательной конденсацией отдельных компонентов газового конденсата или их фракций при определенном давлении.
Осуществляется при температуре от 0 до -30°C.

Разделение углеводородных газов методом НТК осуществляется путем охлаждения их до заданной температуры при постоянном давлении, сопровождающегося конденсацией извлекаемых из газов компонентов, с последующим разделением в сепараторах газовой и жидкой фаз.

Высокой четкости разделения углеводородных газов путем однократной конденсации и последующей сепарации добиться практически невозможно, поэтому современные схемы НТК включают колонну деметанизации или деэтанизации.

Газовая фаза при этом выводится с установки с последней ступени сепарации, а жидкая фаза после теплообмена с потоком сырьевого газа поступает на питание в колонну деметанизации или деэтанизации.В этом случае ректификация, как правило, предназначается для отделения остаточных количеств растворенных газов из жидкой фазы.

НТК осуществляется по следующей схеме.
Газ из скважины по шлейфу проходит через сепаратор 1 й ступени (для предварительного отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах и шлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепарированного холодного газа.
После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давления максимальной конденсации (или близкого к нему), при этом, его температура снижается (за счет дроссель-эффекта).

B сепараторе вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости газового потока выпадают конденсат и влага, которые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата.
C целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён Турбодетандерный агрегат (ТДА).
При снижении давления газа до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счет энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода - Холодильный агрегат.
Технологический режим установки HTК определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и газового конденсата, a также требованиями, предъявляемыми к продукции нефтепромысла.

Для предупреждения образования гидратов в схемах HTК предусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования.
Давление последней ступени сепарации определяется давлением в газопроводе, температура - из условия глубины выделения влаги и тяжёлых углеводородов.
Технология НТК пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газе не углеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97%, a также температуру точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа.
Достоинством установки HTК являются низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления), недостатком - низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.
Для повышения эффективности HTК используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильного конденсата или других углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа.В процессе низкотемпературной конденсации сжатый газ охлаждается до низких температур специальными хладагентами (пропаном, аммиаком), в результате чего значительная часть газа конденсируется. Углеводородный конденсат, содержащий все углеводороды, входящие в состав исходного газа, отделяется в сепараторе и затем подается в ректификационную колонну - деэтанизатор.

Сверху колонны отводится метан и этан, а снизу - нестабильный газовый бензин

Низкотемпературная ректификация (НТР) - основана на охлаждении газового сырья до температуры, при которой система переходит в 2-фазное состояние (охлажденный газ и выпавший из него углеводородный конденсат) и последующем разделении образовавшейся газожидкостной смеси без предварительной сепаратции в тарельчатых или насадочных ректификационных колоннах.

Низкотемпературная ректификация отличается от процесса низкотемпературной конденсации тем, что процесс ректификации происходит при более низкой температуре.

Сверху колонны уходит отбензиненный газ, а снизу - деметанизированный углеводородный конденсат.

Этан из конденсата отделяют во 2 й колонне - деэтанизаторе.

НТР по сравнению с НТК позволяет проводить разделение углеводородных смесей с получением более чистых индивидуальных углеводородов или узких фракций.

Читайте также: