дистилляция нефти
ДИСТИЛЛЯЦИЯ НЕФТИ (перегонка нефти)
разделение ее на отдельные фракции (дистилляты) с разл. температурными интервалами выкипания путем испарения с послед. дробной конденсацией образующихся паров. Д. н. — тепло- и массообменный процесс, обычно многоступенчатого испарения сырья с ректификацией полученной парожидкостной смеси на каждой ступени — ректификац. колонне и отводом из нее теплоты, как при дистилляции любой жидкой смеси. Многоступенчатость процесса обусловлена сложным углеводородным составом нефти, выкипающей на 80–90% по массе в интервале 30–550 °C. Для выделения при Д. н. макс. количества дистиллятов без изменения их прир. состава, т. е. без термич. деструкции углеводородов и орг. соед. содержащих гетероатомы, как правило, применяют неск. ступеней, в которых процесс проводят при разных температурах и давлениях. Иногда для повышения степени разделения нефтяных фракций перегонку часто осуществляют, обогащая полученный дистиллят дополнительно путем дефлегмации, при которой его снова испаряют, частично конденсируют высококипящие компоненты, возвращая их в виде флегмы в кипящую нефть, и обогащают таким образом низкокипящими компонентами. Дистилляции подвергают предварительно подготовленную нефть: на нефтепромыслах отделяют попутные нефтяные газы, мех. примеси, воду (до остаточного содержания 0,5–1% по массе) и растворенные в ней минер. соли (100–1800 мг/л), на нефтеперерабатывающих заводах глубоко обезвоживают (не более 0,2%) и обессоливают (не более 3 мг/л), а легкое сырье одновременно стабилизируют — выделяют пропан-бутановую, а иногда и пентановую фракции углеводородов для снижения их потерь при перегонке нефти.
Схемы промышленных установок. Первые в мире пром. установки Д. н. были построены в России: на р. Ухте Ф. Прядуновым (1745), с кубами периодич. действия — на Северном Кавказе в районе Моздока братьями Дубиниными (1823), трубчатая непрерывного действия (техн. принципы ее используются и поныне) — в Баку В. Г. Шуховым и С. П. Гавриловым (1890). Различают три принципиальных типа установок Д. н.: АТ-а т м о с ф е р н ы е трубчатые, в которых процесс проводят под давлением неск. выше атмосферного (150–400 кПа), отбирая только светлые дистилляты, кипящие до 350 °C; АВТ-а т м о с ф е р н о — в а к у у м н ы е трубчатые, в которых процесс осуществляют сначала на ступени AT, затем остаток, кипящий выше 350 °C, снова нагревают и при низком давлении (5–15 кПа) отбирают дистилляцией фракции, выкипающие до 500–540 °C; к о м б и н и р о в а н н ы е, в которых блок АВТ совмещают с блоком электрообессоливания (ЭЛОУ) сырья (см. обезвоживание и обессоливание нефти) и вторичной дистилляцией на более узкие фракции дистиллятов первичной перегонки. Упрощенная схема установки ЭЛОУ — АВТ приведена на рис. Нефть подают насосом через блок ЭЛОУ в теплообменники, где нагревают до 200–220 °C (доля паровой фазы 10–15% по массе), и направляют в колонну 1 (диаметр до 4,5 м, давление 300–400 кПа, 20–25 тарелок), из которой отбирают сверху в парах (105–115 °C) легкую бензиновую фракцию и углеводородный газ. Из ниж. части этой колонны отбензиненную нефть (230–240 °C) прокачивают через трубчатую печь 7, нагревают в ней до 350–365 °C (доля паровой фазы 45–55%) и подают в основную атм. колонну 2 (диаметр до 7 м, давление 120–160 кПа, 40–50 тарелок). Из верх. ее части в парах (115–125 °C) отбирают бензин (VI), в виде боковых дистиллятов через отпарные колонны 3 — керосин (X), зимнее дизельное топливо (XI) и компонент летнего дизельного топлива (XII). Смесь сконденсир. паров бензинов из колонн 1 и 2 после нагревания до 80–100 °C поступает в колонну стабилизации 5 (диаметр до 2 м, давление 700–800 кПа, 40 тарелок), где из нее сверху (60–70 °C) выделяют легкие углеводороды в газовой фазе (C1 — C3) и в сжиженном состоянии (C3—C4). Стабильный бензий в колонне 6 (диаметр до 2,8 м, давление 300 кПа, 30 тарелок) разделяют на легкий головной погон и бензиновую фракцию (85–150 °C) для каталитич. риформинга. Остаток (мазут) из ниж. части колонны 2 — фракцию с температурой 315–330 °C, кипящую выше 350 °C, прокачивают через печь 8, где нагревают до 400–410 °C (доля паровой фазы 60–65%), и направляют в вакуумную колонну 4 (диаметр до 10 м, давление в верх. части 6–8 кПа, 18–14 тарелок). В качестве боковых дистиллятов в ней получают вакуумные газойли — легкий (XIII), средний (XIV) и тяжелый (XV) — исходные продукты в производстве масел или сырье для каталитич. крекинга (смесь потоков XIV и XV). В этом случае легкий газойль используют как компонент дизельных топлив в смеси с потоком XII. Давление в вакуумной колонне снижают эжектором, откачивающим смесь легких углеводородных газов (образуются в количестве 0,1–0,2% при нагреве в печи 8 мазута за счет частичного его разложения) и воздуха, подсасываемого через неплотности системы. Пары легких газойлевых фракций (70–90 °C), выходящие в небольшом количестве из верх. части колонны в смеси с водяным паром, конденсируются до эжектора в аппарате 12. В колонны 2–4 под ниж. тарелки в качестве инертного отпаривающего агента подают перегретый водяной пар (соотв. 1,5, 1,0 и 0,8% в расчете на сырье). Для создания градиентов температур и концентраций по высоте колонн теплоту отводят на верх. тарелках испаряющимся, "острым" орошением — флегмой (колонны 1, 2, 5, 6) либо неиспаряющимся, циркуляционным (колонна 4). Кроме того, в колоннах 2 и 4 с помощью циркуляц. орошения теплота отводится на промежут. тарелках. Мощность современных ЭЛОУ — АВТ, работающих по описанной схеме, составляет 6–8 млн. т перерабатываемого сырья в год.
Принципиальная схема комбинированной установки электрообессоливания и дистилляции нефти (регенерация горячих потоков теплоты не показана): 1–6 — ректификационные колонны соотв. отбензинивающая, атмосферная, отпарные, вакуумная, стабилизационная и вторичной перегонки бензина; 7–8 — соотв. атмосферная и вакуумная трубчатые печи; 9 — электродегидратор; 10 — кипятильники; 11 — сепараторы; 12 — конденсаторы; 13 — холодильники; 14 — теплообменники; 15 — насосы; 16 — эжектор; AT, АВТ — соотв. атмосферная и атмосферно-вакуумная трубчатые установки; ВтБ — блок вторичной перегонки бензина; ЭЛОУ — блок электрообессоливания; I, II — соотв. сырая и отбензиненная нефть; III — мазут; IV — гудрон; V-VIII — бензиновые фракции соотв. легкая (начало кипения 85 °C), головка (кипит при 85 °C), 60–150 °C и 85–150 °C; IX — сжиженный газ (пропан-бутановая фракция, C3-C4); Х — керосин (150–230 °C); XI — зимнее дизельное топливо (180–320 °C); XII — компонент летнего дизельного топлива (240–360 °C); XIII-XV — соотв. легкий (270–360 °C), средний (325–460 °C) и тяжелый (380–510 °C) вакуумный газойли: XVI — компонент легкого газойля; XVII, XVIII — соотв. газ низкого (C1-C4) и высокого (C1-C3) давлений; XIX — деэмульгатор; XX — водяной пар; XXI — конденсат; XXII — вода и минеральные соли.
Нефти, поступающие на дистилляцию, существенно различаются по составу, что в значит. степени определяет схему процесса и его режим по ступеням испарения. Приведенная схема целесообразна для перегонки, напр., самотлорской и ромашкинской нефтей с высоким выходом светлых дистиллятов и бензина. В случае дистилляции озексуатской нефти, содержащей большое количество парафинов (до 19%), в схеме может отсутствовать колонна 1, а при перегонке высоковязкой (до 125 мм2/с) нефти п-ова Базучи (Мангышлакский район) — также колонны 5 и 6, т. к. в этой нефти очень мало бензиновых фракций. Осн. аппараты дистилляц. установок — ректификац. колонны, трубчатые печи и теплообменные аппараты. В ректификац. колоннах обеспечивается четкость разделения целевых фракций нефти, определяющая комплекс их физ.-хим. свойств. Четкость разделения зависит в осн. от двух факторов — числа тарелок, на которых пары контактируют с жидкостью, стекающей им навстречу, и кратностью орошения. В колонках АВТ используют преим. клапанные и ситчатые с отбойными элементами тарелки. В вакуумных колоннах, где при остаточном давлении в верх. части 6–7 кПа перепад давлений на тарелках до места ввода сырья не должен превышать 5–6 кПа (для обеспечения макс. испарения нефти), вместо тарелок применяют регулярные насадки, обладающие малым гидравлич. сопротивлением (2–3 кПа) при высокой эффективности контакта. Отличит. особенность вакуумных колонн — наличие в зоне ввода питания (мазута) мощных сепарирующих устройств, отделяющих паровую фазу от капель жидкости с целью предотвращения попадания смолисто-асфальтеновых веществ в дистилляты XIV и XV. Трубчатые печи АВТ — крупные теплогенерирующие агрегаты мощностью 30–40 МВт. Нагреваемые в них среды движутся по трубчатому змеевику (диаметр труб 150–200 мм) в неск. потоков. Теплонапряженность труб в топочной зоне достигает 45–55 (печь 7) и 20–25 (печь 8) кВт/м2. Гидравлич. сопротивление трубопровода, соединяющего печь 8 с вакуумной колонной, должно быть минимальным (обычно 10–15 кПа), чтобы обеспечить макс. испарение мазута в печи. Это достигается при скорости потока в трубопроводе не выше 150 кг/(м2.с) и его приведенной длине не более 50 м. Важную роль в Д. н. играют теплообменные аппараты, в которых регенерируется теплота горячих конечных продуктов, расходуемая на подогрев исходной нефти, что обеспечивает снижение затрат топлива в печах. Расход его на совр. установках AT и АВТ составляет соотв. 15–18 и 22–25 кг/т нефти. Аналит. контроль работы дистилляц. установок включает стандартные методы определения типичных характеристик качества осн. дистиллятов в лаб. условиях, а также в производств. потоках для получения непрерывной информации в системах автоматич. управления процессом. Важный показатель продуктов — фракционный состав. который устанавливают простой перегонкой и по которому судят также о четкости разделения смежных дистиллятов. Для характеристики детализир. состава нефти и ее дистиллятов используют фракционный состав по истинным температурам кипения (ИТК), определяемый путем ректификации. Лаб. дистилляцию широко применяют и как метод получения узких фракций нефти для решения исследоват. задач. Работа технол. установок в значит. степени автоматизирована. Например, автоматически регулируются температуры паров в верх. части колонн, горячих потоков на выходе из печей, расходы большинства промежут. потоков и стабильность отбора конечных дистиллятов при заданных показателях их качества. Для автоматич. управления Д. н. интенсивно внедряется вычислит. техника, напр., управляющие ЭВМ. Это позволяет проводить процесс на всех стадиях в оптимальном режиме, обеспечивающем макс. возможный выход дистиллятов при миним. затратах энергии.
Характеристики целевых продуктов. Ассортимент и качество конечных продуктов Д. н. определяются хим. составом нефти и четкостью ректификации дистиллятов. В табл. приведены усредненные характеристики продуктов дистилляции нефтей некоторых месторождений СССР на комбинир. установках. Из легких нефтей топливного типа получают сжиженный углеводородный газ (преим. пропан-бутановую фракцию), бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумные газойли и гудрон. Все эти продукты обычно служат сырьем для вторичных процессов нефтепереработки. При производстве из нефтей в качестве целевых продуктов гл. обр. смазочных масел в блоке AT получают те же продукты, в вакуумной колонне — масляные дистилляты (фракции, выкипающие в пределах 350–420 и 420–500 °C) и гудрон, которые после многоступенчатой очистки (деасфальтизация, селективное обессмоливание, депарафинизация, гидроочистка) превращают в базовые дистиллятные и остаточные масла — компоненты товарных масел.
Примечание. Месторождения: 1 — Озексуатское, 2 — Самотлорское, 3 — Ромашкинское; обозначения продуктовых потоков соответствуют приведенным на рисунке.
Совершенствование процесса. Дальнейшее развитие Д. н. обусловлено необходимостью углубления переработки обычных нефтей и вовлечения в нее высоковязких смолисто-асфальтеновых нефтей (см., напр., нефтепереработка). Повышение эффективности использования обычных нефтей (плотн. менее 0,95, содержание фракций, выкипающих до 350 °C, более 35%) достигается, во-первых, углублением отбора вакуумных дистиллятов (фракция 550–580 °C), во-вторых, комбинированием Д. н. с вторичными процессами нефтепереработки. Для углубления отбора дистиллятов применяют след. способы: понижение остаточного давления в секции ввода сырья колонны 4 (см. рис.) за счет применения насадок; доиспарение гудрона без дополнит. подогрева в отпарной колонне низкого давления (4–6 кПа), размещенной в ниж. части колонны 4; введение в мазут активирующих добавок (высокоароматизир. тяжелых фракций), что способствует повышению выхода вакуумного газойля. Комбинирование Д. н. со вторичной переработкой дистиллятов в топлива и масла — осн. перспективное направление создания энерго- и ресурсосберегающих технологий. Для этого предлагается совмещать вакуумную перегонку мазута с гидроочисткой и каталитич. крекингом дистиллятов и висбрекингом гудрона. Интересный путь энерго- и ресурсосбережения — жесткое сочетание работы установок AT и гидроочистки светлых нефтяных фракций (т. наз. гидродистилляция); процесс проводят в едином циркуляционном контуре по водороду (в блоке AT водород — испаряющий агент, в блоке гидроочистки — реагент). В перспективе ожидается резкое сокращение мировой добычи обычных нефтей и наращивание добычи высоковязких (плотн. более 0,95, вязкость при 80 °C превышает 900 мм2/с, содержание фракций, выкипающих до 260 °C, не более 3–5%), а также битуминозных песков. Дистилляция тяжелых нефтей потребует перехода от схем АВТ к новым технол. схемам, основанным гл. обр. на комбинировании процессов. Одна из таких схем Д. н. в присутствии циркулирующего в ступени AT легкого углеводородного растворителя с послед. вакуумной перегонкой мазута и коксованием гудрона. Др. схема — совмещение гидродистилляции с глубокой вакуумной перегонкой мазута, крекингом вакуумных дистиллятов и коксованием гудрона.
Лит.: Гуревич И. Л., в кн.. Технология переработки нефти и газа, ч. 1, 3 изд., М., 1972; Александров И. А., Перегонка и ректификация в нефтепереработке, М., 1981; Лабораторная перегонка и ректификация нефтяных смесей, М.. 1984; Горная энциклопедия, т 3. М., 1987, с. 472-73
А. К. Мановян
