1305

зации (250° С), второй раз — на НПЗ (350 -г- 600° С), на что нера­ ционально расходуется огромное количество топлива;

2) вязкость глубокостабилизированной нефти в 3—3,5 раза выше вязкости нефти, прошедшей обычную сепарацию; следовательно, затраты энергии на транспорт глубокостабилизированной нефти больше, чем нефтей меньшей вязкости;

3) глубокая стабилизация нефти отрицательно сказывается на бензиновом потенциале, т. е. на выходе бензина при получении его на НПЗ.

§ 12. ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАБИЛИЗАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Выше отмечалось, что глубокая стабилизация нефти, призван­ ная обеспечивать нефтехимическую промышленность сырьем, осу­ ществляется на специальных установках, рассчитанных на высокие температуру (250 ч- 300° С) и давление (0,588 -4- 0,685 МН/м2 = = 6-4-7 кГ/см2). Принципиальная технологическая схема стабили­ зационной установки приведена на рис. 83.

Установка построена в НГДУ Первомайиефть на площади Мухановского месторождения и предназначена для комплексной обработки нефти угленосных горизонтов Мухановского, Михайловского, Дмит­ риевского и других прилежащих месторождений.

В комплекс подготовки нефти на этой установке входят про­ цессы обезвоживания до 0,3% пластовой воды, обессоливания до 30 мг/л и стабилизации с отбором 40% пентанов от потенциала их в исходной нефти.

Нефть с промысла, где она предварительно проходит первую ступень сепарации при давлении 0,588 МН/м2 (6 кГ/см2), поступает в концевые совмещенные сепараторы 1, в которых при атмосферном давлении происходит окончательное разделение ее от газа. Разгазированная нефть с концевых сепараторов поступает на прием сырь­ евых насосов 2, которыми через теплообменники 3 и отстойники 4 подается в сферические электродегидраторы 5. В теплообменниках сырая нефть нагревается до температуры ~ 100° С за счет тепла стабильной нефти. Перед отстойниками в струю сырой нефти вводятся деэмульгатор и горячая пластовая вода, сбрасываемая с электро­ дегидраторов. Технологически более правильно было бы, если бы деэмульгатор подавался на прием сырьевого насоса 2, а пластовая вода, сбрасываемая с электродегидраторов J, поступала бы в при­ емные линии концевых совмещенных сепараторов 1. Это мероприятие позволило бы за счет использования горячей воды и содержащегося в ней деэмульгатора предварительно отделить От нефти уже в кон­ цевых сепараторах значительно больший [процент воды, чем это достигается при работе установки в соответствии с приведенной схемой.

Подогретая нефть, обработанная деэмульгатором и водой, по­ ступает в отстойники, в которых и происходит отделение основного

231

Для поддержания температуры низа колонны (260° С) предусма­ тривается циркуляция части стабильной нефти при помощи насосов 19 через печь 20. Стабильная нефть вторым потоком с низа колонны под остаточным давлением поступает через теплообменники 11 на прием насоса 21. В теплообменниках стабильная нефть, отдавая свое тепло обессоленной и обезвоженной нефти, охлаждается до 137° С. Затем стабильная нефть с этой температурой подается через сырьевую

233

стабилизационная колонна, состоящая из нижней колонны диа­ метром 4,2 м и верхней колонны диаметром 3,4 м;

четыре трубчатые печи ПБ-20 теплопроизводительностью 20 млн. ккал/ч каждая, предназначенные для поддержания темпе­ ратуры низа колонны и температурного режима установки.

В табл. 23 приведены расчетные технико-экономические пока­ затели описанной выше установки [20].

Анализ таблицы показывает, что расходы, связанные с глубокой стабшшзицией нефти, выполняемой на площади месторождения, достигают больших величин. Поэтому можно ограничиваться про­ ведением стабилизации нефти на таких температурных режимах, которые позволяли бы получать лишь углеводороды, являющиеся при нормальных условиях газами. Для разных нефтей такие темпе­ ратурные режимы будут, естественно, разными.

На рпс. 77 была приведена примерная схема технологической установки по обезвожпваппго, обессоливанию и стабилизации нефти, работающая на режиме высокотемпературной сепарацпп, которая отличается от установки, описанной выше, простотой п сравнительно невысокими температурными режи­ мами. Описание работы этой установки приведено на стр. 218.

Сделаем расчет состава углеводородов, которые можно получить из нефти прп нагревании ее до 100° С, т. е. на установке, приведенной на рис. 77. С этой целью продолжим пример расчета^ который был сделан на стр. 123 для обычной сепарацпп газа прп температуре нефти 16° С. В данном случае температура нефти в теплообменниках доводится до 100° С и прп этой температуре нефть поступает в сепаратор с атмосферпым давлеппем. Расчет проводим по уравне­ нию (IV.14). Упругость паров летучих углеводородов прп 100° С (см. рпс. 82): метан — весь в газовой фазе; этан — 14,7 МН/ма (150 кГ/см2); пропан — 3,92 МН/м3 (40 кГсм2); бутаны — 1,86 МН/ма (19 кГ/см2); пентаны — 0,685 МН/м2 (7 кГ/см9); гексан — 2,8 кГ/сма. Составим уравнение концентраций для каждого углеводорода с пспользованнем данных столбца 2 приведенной ранее табл. 9:

Подбор величины .V сведен в табл. 24.

Составим материальный баланс в молях на 100 молей пластовой нефти (табл. 25).

В последнем столбце табл. 25 помещены данные состава нефти, нагретой до 100° С. Данные этп показывают, что в нефти, пагретой до 100° С, остается незначительный процент углеводородов, которые при нормальных условиях являются газамп п которые прп транспорте пефти по негерметпзпрованноп си­ стеме могут теряться.

234

В исходной нефти пропан и бутаны составляли 10,02 4- 5,55 = 15,57%, в нефти же, нагретой до 100° С, этих углеводородов осталось лишь 0,76 4- 0,59 = = 1,35%. Таким образом, после нагрева нефти до 100° С в ней остается пропан-

Институт Гипровостокнефть на основании анализа фактиче­ ского материала проектных разработок произвел расчет капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку нефти на период с 1971 по 1975 г., приняв добычу нефти на последний год в 487 млн. т. Данные этих расчетов приведены в табл. 26 (в млн. руб).

Из данных этой таблицы следует, что наименьшие капитальные затраты на подготовку нефти обеспечиваются по первому варианту,

235

которой возможны потери легких фракций. Для осуществления горя­ чей сепарации капитальные вложения составляют 603,7 — 535,5 = = 68,2 млн. руб.

Таким образом, и в этом случае затраты по первому варианту

новок чаще всего приходится рассчитывать необходимое количество тепла для подогрева нефти, расход электроэнергии, воды и хими­ ческих реагентов. Наибольшую сложность в этих расчетах предста­ вляет определение необходимого количества тепла для подогрева нефти и поверхности теплообменной аппаратуры.

Введем основные понятия и определения по расчету теплообмен­ ной аппаратуры.

Различают три вида теплообмена — теплопроводность, конвек­ цию и излучение (радиация, лучеиспускание).

Теплопроводностью называется процесс распространения тепла путем колебательного движения частиц при их взаимном соприкос­ новении без относительного перемещения.

1 Для более полного изучения материала по данному вопросу рекомендуется книга К. Ф. Павлова и др. «Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии». Л., изд-во-«Химия», 1970, а также книга Т. Хоолера «Теплопередача и теплообменники». М., Госхпмпздат, 1961.

23Г.

Конвекция — распространение тепла путем переноса его жид­ кими или газообразными частицами, т. е. частицами, перемещающи­ мися относительно друг друга.

Процесс распространения тепла путем электромагнитных коле­ баний, вызываемых лучистой энергией, называется тепловым излу­ чением или лучеиспусканием.

При проектировании указанных выше установок приходится иметь дело с двумя первыми процессами передачи тепла — тепло­ проводностью и конвекцией.

1. Закон распространения тепла путем теплопроводности впер­ вые был открыт Фурье и имеет следующую математическую запись:

перпендикулярно распространению тепла. Если количество передан­ ного тепла отнести к единице площади сечения и единице времени, то выражение (VI.39) можно записать так:

Величина X в данном уравнении — коэффициент теплопровод­ ности, характеризующий способность вещества проводить тепло. Размерность X:

_0_

Х = 1 Д ж / ( м 2• сек • ) = Вт/(м • °С).

Д п

Соотношения между этими двумя единицами измерения коэф­ фициента X можно найти в табл. 8 приложения 1.

Коэффициент теплопроводности X в основном зависит от природы, структуры, влажности и температуры материала.

Количество тепла Q, передаваемого через плоскую стенку, про­

Величину Х/Ь (Вт/(м2-°С) принято называть тепловой проводи­ мостью стенки, а обратную ей величину Ь/Х (м2-°С/Вт) — термиче­ ским сопротивлением стенки.

237

Количество тепла Q, передаваемого через цилиндрическую стенку, можно определить из формулы (VI.39), подставляя вместо F значе­ ние поверхности трубы:

прежде всего от режима движения этих флюидов. Основной перепад температуры при турбулентном режиме движения происходит в по­ граничном слое жидкости. Это означает, что термическое сопроти­ вление Ь/Х пограничного слоя среды играет решающую роль в про­ цессе теплоотдачи (рис. 84). Поэтому увеличение степени турбулент­ ности, приводящее к уменьшению толщины пограничного слоя б,

согласно которой количество переданного тепла Q пропорционально поверхности теплообмена F и разности температур между основной массой жидкости и стенкой. Интенсивность процесса здесь опреде­ ляется коэффициентом теплоотдачи через соприкосновение а с, раз­ мерность которого выражается в Вт/(м2-°С).

Исследованиями установлено, что коэффициент теплоотдачи а с зависит от ряда факторов: средней скорости потока, размеров и формы аппарата, физических свойств жидкости, температуры жидкости t.K и температуры стенки tc.

238

Величина коэффициента теплоотдачи определяется по формуле

где Nu — критерий Нуссельта, характеризующий процесс тепло­ обмена между теплоносителем и стенкой; X — коэффициент тепло­ проводности; d — диаметр трубы.

В свою очередь критерий Nu является сложной функцией, за­ висящей для конвективного теплообмена от критерия Рейнольдса Re, критерия Грасгофа Gr и критерия Прандтля Рг, т. е.

Критерий Прандтля характеризует отношение вязкостных и тем­ пературопроводных свойств теплоносителя, а критерий Грасгофа — отношение сил молекулярного трения и подъемной силы, обусловлен­ ной различием плотностей в отдельных точках неизотермического потока.

В приведенных выражениях w — скорость жидкости в м/сек; d — диаметр трубы в м; v — вязкость жидкости в м2/сек; g — уско­ рение силы тяжести в м/сек2; Р — коэффициент объемного расшире­ ния в 1/°С; С — удельная теплоемкость в Дж/(кг-°С) или (во вне­ системных единицах) в ккал/(кг -°С); р — плотность жидкости в кг/м3.

Обработка опытного материала позволила М. А. Михееву и и И. М. Михеевой [41] получить (для ламинарного течения любой жидкости) формулу для определения критерия Нуссельта в следу­ ющем виде:

f Для газов Pr = const, а Ргж/Р гс = 1, и поэтому все приведенные выше расчетные формулы упрощаются.

Таким образом, мы рассмотрели раздельно перенос тепла пу­ тем теплопроводности и конвекции. В действительности же эти два процесса часто протекают одновременно и действуют совместно, поэтому количественной характеристикой этого совместного про­ цесса принято считать коэффициент теплопередачи.

Коэффициентом теплопередачи К определяется количество тепла, передаваемого через единицу поверхности в час от одной жидкости к другой при разности температур между ними в один градус. Коэф­ фициент теплопередачи К для плоской многослойной стенки при

239

1

Коэффициент теплопередачи через цилиндрическую стенку опре­ деляется по формуле

трубы в Вт/(м2-°С); а 2 — коэффициент теплоотдачи от стенки трубы

При проектировании новых теплообменных аппаратов могут быть поставлены три следующие задачи: 1) определение поверхности на­ грева F, необходимой для передачи заданного количества тепла Q от горячего теплоносителя к холодному; 2) расчет количества тепла Q, передаваемого через известную поверхность нагрева F, и 3) на­ хождение конечных температур теплоносителей, если известны ве­ личины F и Q.

Во всех расчетах основными являются уравнение (VI.51) и урав­

240