Другие методы стабилизации нефти

Технологическую схему сепарационно-стабилизационных узлов обычно можно выбрать по одному из трех вариантов использования широкой фракции, отбираемой при сепарации из предвари­тельно подогретой нефти: 1) однократная конденсация с последующей компрессией, мас­ляной адсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов; 2) фракционированная конденсация с последующей компрессией газового остатка; 3) ректификация газообразной широкой фракции либо ее аб­сорбция.

Рассмотрим кратко каждый из указанных вариантов.

Однократная конденсация

Нефть насосами 1 после блока обезвоживания и обессоливания (рис.3.39) подается в теплообменники 2, в которых подогревается за счет тепла потока стабильной нефти, а затем в паровые или огневые подогреватели 3 и с температурой 80 – 120 ⁰С (в зависимости от фи­зико-химической характеристики нефти) поступает в эвапорационное пространство трапа-сепаратора 4, с верхней части которого при дав­лении 0,15 – 0,25 МПа отбирается широкая фракция газообразных углеводородов. С нижней части трапа нефть, обедненная бензиновыми углеводородами, поступает в теплообменники, в которых, отдав свое тепло идущей с промысла нефти, выдается в товарные емкости.

 

Рис.3.39. Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти при стабилизации однократным испарением и конденсацией: 1, 5, 9, 14 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы–сепараторы; 6, 11 – конденсаторы-холодильники; 7, 12 – бензосепараторы; 8, 13 – емкости бензина; 10 – компрессор; 15 – маслоотделители; 16 – блок обезвоживания, обессоливания; 17 – товарные емкости; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – нефтегазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин.

 

Широкая газообразная фракция с температурой 80 – 120 ⁰С по­ступает в конденсаторы-холодильники 6, где охлаждается до 30 ⁰С, при этом из состава последней в бензиновых сепараторах 7 отделяется определенная часть тяжелых углеводородов, качество и количе­ство которых определяются по одному из уравнений концентрации (методика аналогична приведенной в расчете сепарации). Выделив­шиеся тяжелые фракции собираются в специальной емкости 8, от­куда насосом 9 подаются в стабильную нефть после теплообменников для восполнения утраченного бензинового потенциала. Несконден­сировавшийся газ поступает на прием компрессоров 10, сжимающих его до 0,5 – 1,7 МПа в зависимости от удаленности сепарационных уз­лов от газобензиновых заводов, куда и подаются скомпримированный газ после его охлаждения и конденсат (нестабильный газовый бензин), образовавшийся при этом.

Для определения соотношений, регулирующих процесс одно­кратного испарения, нет надобности рассматривать порознь про­цессы испарения и конденсации. Вполне достаточно исходить из следующей схемы (рис.3.40).

 

Рис. 3.40. Непрерывный процесс одно­кратного испарения: 1 – нагреватель; 2 – испаритель

 

На установку поступает сырье L состава а при теплосодержании q₀. Это сырье может быть подано в сепарационное устройство в жид­ком, паровом и парожидкостном состоянии, т. е. в однофазном или двух­фазном.

Если вместо теплосодержания задана температура t₀, то должно быть известно, какая часть находится в жидкой и какая в парооб­разной фазе для последующего подсчета теплосодержания единицы веса. Расчет обычно сводится к определению количества тепла Q, необходимого для сообщения сырью.

Решение этой задачи обычно осуществляется составлением ма­териальных и тепловых балансов, в основу которых положено постоянство компонентов до и после процессов однократного испаре­ния, а также изменение количества энергии на величину сообщенного или отведенного тепла.

Если общий вес сырья до однократного испарения составлял L кг, то в процессе испарения в виде паровой фазы было отведено D кг и в виде жидкой фазы R кг, т. е.

 

L=D+R.

 

Уравнение же материального баланса по весу низкокипящего компонента можно представить в следующем виде:

 

La=Dy+Rx,

 

где у, x – составы паровой и жидкой равновесных фаз.

Для определения количества тепла Q, сообщаемого сырью, оп­ределяем тепловой баланс, основанный на том, что теплосодержание исходной смеси плюс подводимое тепло составляют теплосодержание конечных продуктов:

 

.

 

где Q – количество тепла, сообщаемого сырью, в ккал; q₀, q_п, q_ж – теплосодержание единицы веса исходной смеси, паровой и жидкой фаз в ккал/кг.

Данный метод не отличается совершенством, поскольку в нефти остается большое количество легких фракций, а в газе определенное количество тяжелых, теряемых по трассам газопроводов при про­дувке конденсатосборников. Легкие фракции, остающиеся в нефти, по­падая с ней в первые резервуары, выделяются, унося большое коли­чество тяжелых углеводородов, а также и бензиновых. Подобные схемы особенно приемлемы, когда в непосредственной близости от сепарационных узлов имеются газобензиновые заводы либо другие технологические установки.

3.3.2 Фракционированная конденсация газообразных фракций,

выделяющихся в трапах-сепараторах

Схему узла стабилизации нефти по этому варианту можно пред­ставить в следующем виде (рис.3.41). Обезвоженная и обессоленная нефть поступает в теплообменную аппаратуру 2, где подогревается за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, а затем в подогреватели 3 (паровые или огневые), в которых температура ее повы­шается до 80 – 125 ⁰С. Затем горячая нефть направляется в трапы-стабилизаторы 4, в которых при давлении 0,15 – 0,25 МПа происхо­дит отделение ее от выделившейся широкой газообразной фракции. Отделившаяся от газообразной фракции нефть собирается в нижней части аппарата, откуда насосом 11 через группу теплообменников, в которых отдает свое тепло, охлаждаясь до 40 – 45 ⁰С, направляется в товарные емкости. Широкая фракция поступает в зону охлаждения конденсатора. Последний представляет собой вертикальный или горизонтальный теплообменный аппарат, в меж­трубном пространстве которого противотоком проходит газообразная широкая фракция, в трубном – охлаждающая вода. При движении снизу вверх на отдельных участках в результате охлаждения газо­образной фракции образуется конденсат, который сразу же стекает вниз и выходит из соприкосновения в данном сечении конденсатора с восходящим потоком газа. Стекающий вниз по стенкам труб конден­сат встречается с движущимися ему навстречу парами, в результате чего происходит частичный обмен фаз между ними, подобный тому, который происходит при ректификации (в колоннах). Вследствие стремления соприкасающихся фаз в каждом сечении сохранить со­стояние равновесия жидкая фаза обогащается высококипящими ком­понентами по мере движения ее вниз и газообразными фракциями – низкокипящими компонентами по мере восхождения в пар­циальном конденсаторе. Таким образом, в результате этого про­цесса образуются газовый остаток с минимальным количеством высококипящих компонентов и конденсат с минимальным содержанием низкокипящих компонентов. Конденсат спускается в сборник нефти, смешивается с последней, восполняя таким образом утраченный ею в эвапорационном пространстве бензиновый потенциал. Газ отводится из колонны и через сепарационные устройства 5, предотвращающие унос жидких включений, подается на прием компрессоров 6 с соот­ветствующим числом ступеней сжатия в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газобензиновых заводов. Скомпримированный до соответствующего давления газ охлаждается до 30 С в конденсаторах-холодильниках 8, при этом из него в бензосепаратоpax 9 выделяются наиболее тяжелые углеводороды в виде жидких нестабильных фракций, которые отводятся из бензосепараторов в емкость 10, откуда насосами 12 по специальному бензопроводу по­даются для последующей их переработки на ГФУ или ГБЗ. Основной аппаратурой узла стабилизации являются теплооб­менники, подогреватели, трап-стабилизатор, газосепара­торы, бензосепараторы, конденсаторы-холодильники и др. Из перечисленной аппаратуры особо следует остановиться на трап-стабилизаторе.

Этот аппарат состоит из эвапорационной части, фракционирующего конденсатора и сборника нефти, т. е. аппарат представляет собой сочетание трапа-сепаратора и фракциони­рующего конденсатора.

Кратко рассмотрим сущность процесса фракционированной конденсации, происходящей в трапе-стабилизаторе, и методику его технологического расчета.

Рис. 3.41. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением и фракционированной конден­сацией: 1, 11, 12 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы-стабилизаторы, фракционированный конденсатор; 5 – газосепаратор; 6 – компрессор; 7 – маслоотдели­тели; 8 – конденсаторы-холодильники; 9 – бензосепараторы; 10 – емкость бензина; 13 – блок обезвоживания, обессоливания; 14 – товарные резервуары; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – парогазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин; VI – вода

 

На практике процесс фракционирован­ной конденсации осуществляется в виде прямоточной или противоточной конден­сации.

Прямоточная конденсация. Во всех сечениях аппарата газ находится в состоянии равновесия с жидкостью и в конце конденса­ции остаточный газ и полученная жидкость находятся в состоянии фазового равновесия, имея одинаковую температуру (рис 3.42).

Методика составления материального ба­ланса прямоточной конденсации основывает­ся как на законе Рауля – Дальтона, так и на применении констант фазового равнове­сия k. Причем наиболее распространена последняя методика. Оста­новимся на ней несколько подробнее.

Рис. 3.42. Схема процес­са прямоточной конден­сации

 

Допустим, что в объеме а м³ исходного газа содержится определен­ное количество данного компонента n₀ м³. При охлаждении газа часть его в количестве N м³ превращается в конденсат, содержащий n м³ того же компонента. При этом молекулярная концентрация ком­понента в газовой фазе, т. е. после отделения от газа конденсата, составит

 

.

 

Молекулярная концентрация того же компонента в жидкости составит

 

.

 

При условии равновесия фаз имеем:

 

,

 

откуда

 

 

или

 

.

 

Число компонентов исходной газовой смеси определяет количе­ство уравнений, при этом последовательность технологического рас­чета процесса прямоточной конденсации можно представить в сле­дующем порядке.

1. По составу газа задаемся количеством конденсирующейся части газовой смеси N.

2. По полученному конечному уравнению подсчитываем величину каждого компонента.

3. Определяем содержание каждого компонента в образующемся конденсате, пользуясь уравнением и полученным значе­нием А (табл. 3.8)

Таблица 3.8

Компонент	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+В	Остаток	а
Количество n0, м^3	6,7	83,5	314,0	81,5	307,0	61,4	215,0	297,8	880,0	2246,9

4. Принятое значение N считается правильным при данной тем­пературе, если сумма полученных значений n оказывается рав­ной N, т. е. .

Пример 3. В прямоточный конденсатор с давлением 0,14 МПа поступает газ, состоящий из смеси следующих компонентов общим объемом а м³.

В аппарате газ охлаждается до 30 ⁰С, при этом часть его (N м³) выпадает в конденсат. Необходимо определить количество и состав жидкой фракции. По графикам определяем константы равновесия при давлении 0,14 МПа и темпера­туре 30 ⁰С (табл. 3.9).

Весь расчет сводится к тому, что, задаваясь количеством конденсирующего газа, проводим операцию расчета до тех пор, пока первоначальное значение N не совпадет с расчетной суммой значений n. Тогда расчет считается правильным и законченным (табл.3.10).

Таблица 3.9

Компонент	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6+В	Остаток
k при р=1,4 кгс/см^2, t=30 ^0С		21,25	6,6	2,65	1,94	0,785	0,59	0,056	0,028

В результате расчета составляем материальный баланс (табл. 3.11).

Таблица 3.10

N			Остаток
С1	С2	С3	i-С4	n-С4	i-С5	n-С5	С6+В
1761,0	0,275	37,3	6,85	2,81	1,73	1,776	1,216	1,162	1,0154	1,0065

 

С1	С2	С3	i-С4	n-С4	i-С5	n-С5	С6+В	Остаток
0,18	12,2	111,8	47,0	173,0	50,5	185,0	297,0	880,0	1756,0

 

Таблица 3.11

Материальный баланс прямоточной фракционированной конденсации газообразной фракции

Компонент	Поступает n0, м^3	Конденсируется N, м^3	Неконденсирующий­ся газовый остаток, м^3
C1	6,7	0,18	6,52
С2	83,5	12,2	71,3
С3	314,0	111,8	202,2
i-С4	81,5	47,0	34,5
n-С4	307,0	173,0	134,0
i-C5	61,4	50,5	10,9
n-C5	215,0	185,0	30,0
C6+B	297,8	297,0	0,8
Остаток	880,0	880,0	-
Всего	2246,9	1756,68	490,22

 

Противоточная конденсация. В отличие от прямоточной при противоточной фракционированной конденсации в любом сечении нет равновесия фаз, что и обусловливает процесс фазового массообмена, заключающегося в переходе высококипящих компонентов из газовой фазы в жидкую, таким образом, последняя обогащается высококипящими компонентами. В результате образуется газовый остаток не сконденсировавшихся углеводородов с предельным максимальным содержанием низкокипящих компонентов (рис.3.43). Сущность методики технологических расчетов заключается в том, что способом постепенного приближения подбирается такое количество конденсата, чтобы состав его находился в равновесном состоянии с исходным газом, а газовый остаток представляющий разность между исходным газом и конденсатом, имел температуру, ко­торой мы задались. Судерс и Броун устано­вили, что в состоянии равновесия степени извлечения отдельных компонентов с₁ и с₂ обратно пропорциональны константам рав­новесия компонентов при заданных средней температуре и давлении процесса абсорбции:

 

или .

Рис.3. 43. Схема процесса противоточной конден­сации

 

При рассмотрении процессов фракционированной конденсации под степенью извлечения отдельных компонентов подразумевают отношение количества данного компонента, перешедшего в конденсат, к исходному количеству его в поступающей в конденсатор газообраз­ной фракции. При этом обычно пользуются константами равновесия при начальной температуре конденсации, т. е. при входе газа в ап­парат, так как считается, что отводимый конденсат находится в сос­тоянии равновесия с входящим газом. Проследим изложенное на при­мере.

Пример 3. В противоточный конденсатор с давлением 0,1 МПа и температурой 80 ⁰С поступает газообразная фракция следующего состава (табл.3.12).

 

Таблица 3.12

Компонент	H2S	CO2	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	C5	C6	Остаток
% мол.	0,66	0,11	0,48	5,58	21,32	3,47	20,15	16,15	12,0	20,08

 

Требуется охладить горячую газообразную фракцию с 80 до 30 ⁰С. Необходимо определить количество и состав выделяющегося при охлаждении конден­сата. Пользуясь известными графическими материалами, определяем константы равновесия при давлении 0,1 МПа и температурах 80 и 30 ⁰С (табл.3.13).

Таблица 3.13

Компонент	H2S	CO2	C1	C2	C3	i-C4	n-C4	C5	C6	Остаток
k при р=0,1 МПа, t=80 ^0С	68,2	217,0	320,0	65,0	23,0	12,0	9,1	3,6	1,5	0,24
k при р=0,1 МПа, t=30 ^0С	22,7	84,2	200,0	32,0	9,5	3,9	3,1	0,9	0,27	0,026

 

Извлечение отдельных компонентов осуществляется методом подбора так, чтобы остаточный газ имел заданную температуру. Задаемся извлечением остатка 98,2% (табл. 3.14).

Как видно из расчетной таблицы, степень извлечения всех остальных компонентов, кроме остатка, определяется по формуле, при этом за ключевой компонент принимается извлекаемый:

 

,

 

где с₀ – степень извлечения ключевого компонента (остатка — 0,982); k₀ – константа равновесия ключевого компонента (0,24); k_х – константа равновесия определяемого компонента.

Полученное в результате расчета значение = 76,4799, совпадающее с = 77,0907, подтверждает правильность выбранной степени извлечения ведущего компонента. Если равенство не получается, расчеты повторяют, задаваясь новой степенью извлечения.

Если задается определенное извлечение одного из компонентов (к примеру, по С₅), методом постепенного подбора следует определить температуру остаточного газа, добиваясь равенства

 

.

 

В результате расчета составляется материальный баланс (табл. 3.15).

Материальный баланс конденсации можно составить лишь при условии равновесного состояния образующегося конденсата с поступающим газом.

Последовательность технологического расчета фракционирован­ной конденсации можно принять следующей.

1. Выписываем состав исходного газа у.

2. Выписываем константы равновесия k (для каждого компо­нента при заданных температуре точки росы и давлении), если образу­ющийся конденсат в нижней части аппарата оказывается в равнове­сии с поступающим газом. Для переохлажденного конденсата вы­писываем константы равновесия k компонентов для заданного дав­ления и средней арифметической температуры конденсации.

3. Задаемся извлечением любого компонента, принятого за ключевой с₀.

 

4. Определяем степень извлечения остальных компонентов, входящих в состав исходного газа, по уравнению .

5. Определяем количество сконденсировавшихся углеводородов, зная величины с_х всех компонентов, произведением , , и т. д., т. е. общее количество и состав газа.

6. Определяем количество каждого компонента в газовой фазе, общее количество и состав газового остатка, отходящего на после­дующее компримирование.

7. Проверяем заданную температуру остаточного газа на выходе из конденсата. Для этого выписываем:

а) количество каждого компонента в остаточном газе у;

б) значения константы равновесия k каждого компонента в ос­таточном газе;

в) по полученным данным вычисляем величины . Получен­ные тождества уравнений свидетельствуют о соответствии температуры остаточного газа заданной.

В остальном весь расчет трапа-стабилизатора сводится к опреде­лению поверхности вертикального или горизонтального трубчатого конденсатора-холодильника (составляются материальный и тепловой балансы, в результате чего определяются количество тепла, которое необходимо отнять от парогазовой смеси в конденсационной части, и коэффициенты теплопередачи), диаметра и объема эвапорационного пространства аппарата.

В практике иногда вместо трубчатого конденсатора применяют скрубберные аппараты (для осуществления той же фракционирован­ной конденсации) с непосредственным контактом охлаждаемого газа с хладоносителем после его впрыскивания в скрубберное простран­ство. Технологический расчет выполня-

 

Таблица 3.14

Компонент	Степень извлечения компонента	Содержание компонента в исходном газе, нм^3	Количество сконденсировавшихся компонентов, нм^3	% мол.	Остаточный газ
у, нм^3	k при р=0,1 МПаи t=30 ^0C	y/k=x
H2S		0,66	0,66х0,0034	0,01	0,6577	22,7	0,029
CO2		0,11	0,0001	0,001	0,1099	84,2	0,0013
C1		0,48	0,0004	0,002	0,4796	200,0	0,0024
C2		5,58	0,0201	0,086	5,5599	32,0	0,174
C3		21,32	0,2175	0,924	21,1025	9,5	2,22
i-C4		3,46	0,00677	0,288	3,4023	3,9	0,874
n-C4		20,15	0,524	2,23	19,626	3,1	6,32
C5		16,15	1,06	4,51	15,09	0,9	16,77
C6		12,0	1,888	8,02	10,112	0,27	37,6
Остаток		20,08	19,74	83,939	0,34	0,026	13,1

Таблица 3.15

Материальный баланс фракционированной конденсации газообразных продуктов

однократного испарения нефти

Компонент	Исходная газовая смесь t=80 ^0С и р=1 кгс/см^2	Конденсат	Газовый остаток при t=30 ^0С и р=1 кгс/см^2
% мол.	моли	кг	% мол.	моли	кг	% мол.	кг	моли
H2S	0,66	173,0	5,4	0,01	0,02	0,7	0,86	172,3	5,38
СО2	0,11	39,6	0,9	0,001	0,002	0,1	0,14	39,5	0,898
C1	0,48	62,9	3,93	0,002	0,004	0,1	0,62	62,8	3,926
C2	5,58	1368,9	45,63	0,086	0,165	5,0	7,25	1363,9	45,465
С3	21,32	7671,4	174,35	0,924	1,777	78,0	27,6	7593,4	172,573
i-С4	3,47	1646,0	28,38	0,288	0,554	32,2	4,45	1613,8	27,826
n-C4	20,15	9557,2	164,78	2,23	4,288	248,5	25,68	9308,7	160,492
C5	16,15	9509,0	132,07	4,51	8,673	624,0	19,71	8885,0	123,397
C6	12,0	8439,2	98,13	8,02	15,422	1329,0	13,24	7110,2	82,708
Остаток	20,08	40724,1	164,21	83,929	161,395	40000,0	0,45	724,1	2,815
Сумма	100,0	79191,3	817,78	100,0	192,3	42317,6	100,0	36873,7	625,48

 

 

ется по той же методике, но с дополнительным расчетом скрубберной части колонны, последова­тельность которого проследим на примере.

В скруббер, орошаемый холодной водой, поступает газообразная фракция однократного испарения нефти с температурой 80 ⁰С и дав­лением 0,14 МПа следующего состава (табл. 3.16).

Таблица 3.16

Компонент	C2	C3	i-C4	n-C4	i-C5	n-C5	C6	C7	C8+B	Остаток
% мол.	11,67	32,2	4,95	20,0	2,81	11,45	7,81	2,46	2,47	4,19

 

Требуется поступающую газообразную фракцию охладить до 30 ⁰С. Для этого используется холодная вода, подаваемая в простран­ство скруббера в распыленном состоянии. Вода, спускаясь, вступает в контакт с восходящим потоком газа, охлаждая его и орошая скрубберную насадку из колец Рашига. При этом из газа выделяются скон­денсировавшиеся тяжелые углеводороды, вступающие в массообмен. Таким образом осуществляется противоточная конденсация. В ре­зультате проведенного расчета по методике, показанной выше, сос­тавлен материальный баланс конденсации (табл. 3.17).

Тепловым балансом определяют количество тепла, отнимаемое у газа при его охлаждении, и потребность в охлаждающей воде. Затем рассчитывается скруббер с насадкой либо без нее (в зависимости от конкретных условий).

Охлаждаемый газ проходит обычно со скоростью, соответству­ющей началу "захлебывания", определяемой при использовании колец Рашига по следующей формуле:

 

,

 

Таблица 3.17

Материальный баланс противоточной конденсации

Компонент	Исходный газ, р = 0,14 МПа, t= 80 ^0C	Конденсат, р =0, 14 МПа, t=30 ^0C	Остаточный газ, р = 0,14 МПа, t= 30 ^0C
k	% мол.	моли	кг	% мол.	моли	кг	k	% мол.	моли	кг
C2	40,0	11,67	54,6		0,5	0,3	9,0	21,5	13,32	54,3	1628,0
С3	14,5	32,2	150,0		3,83	2,26	100,0	6,6	36,33	147,74	6500,0
i-С4	7,3	4,95	23,1		1,17	0,7	40,6	2,65	5,51	22,4	1299,4
n-C4	5,6	20,0	93,3		6,2	3,69	214,0	2,0	22,0	89,61	5206,0
i-C5	2,55	2,8	13,1		2,42	1,44	104,0	0,79	2,87	11,66	839,0
n-C5	2,3	11,45	53,5		8,59	5,06	364,0	0,59	11,9	48,44	3486,0
C6	0,95	7,81	36,5		14,19	8,8	723,4	0,195	6,8	27,7	2416,6
C7	0,39	2,46	11,5		10,89	6,15	615,0	0,058	1,27	5,35	535,0
C8+В	0,17	2,47	11,6		19,35	11,6	1322,0	0,02	-	-	-
Остаток	0,072	4,19	19,6	2785,0	32,86	19,6	2785,0	0,0057	-	-	-
Сумма	-	100,0	466,28	28178,0	100,0	59,6	6277,0	-	100,0	407,2	21910,0

 

где – коэффициент орошения; G – количество подаваемой на орошение скруббера воды, кг/ч; L – количество газа в кг/ч (у нас: G = 4800 кг/ч, L = 2604 кг/ч).

Значение f(А) для воды и воздуха определяется из табл. 3.18.

Таблица 3.18

А	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0
f(А)	18,4	16,5	15,3	14,6	13,8	12,0	10,6	9,7	9,1

 

при этом по приведенной таблице

 

.

 

Значение , характеризующее принятую насадку, определяется по табл. 3.19.

При принятой нами скрубберной насадке кольцами Рашига 25 х 25 х 3 мм значение . При этом критическая скорость

 

.

 

Фактическая скорость обычно принимается w = (0,85—0,9) w_кр. При пересчете на условия газа и воды критическая скорость со­ставляет 0,463 м/с, а фактическая 0,4 м/сек. Эта скорость должна быть проверена на плотность орошения.

 

 

Таблица 3.19

Характеристика насадок

Насадка	Поверх­ность в едини­це объема, м^2/м^2	Сводовый объем, м^3/м^3	Объемный вес, кг/м^3	Приведен­ный диаметр
Кольца Рашига керамические (беспорядочные):
15 х 15 х 2 мм		0,700		0,0085	17,9
25 х 25х 3 мм		0,740		0,015	13,0
35 х 35 х 4 мм		0,780		0,022	9,9
50 х 50 х 5 мм		0,785		0,035	7,7
Кольца Рашига керамические (правильно уложенные):
50 х 50 х 5 мм		0,735		0,027	9,6
80 х 80 х 8 мм		0,720		0,036	8,5
100 х 100 х 10 мм		0,720		0,048	7,3

 

Под плотностью орошения Н_w следует понимать количество жид­кости, приходящееся на единицу площади поперечного сечения скруб­берной части колонны в единицу времени (м³/м^2.ч). Выбранная плот­ность орошения должна обеспечить полное смачивание насадки при непременном исключении "захлебывания" и определяется по формуле

 

,

 

где G – количество воды, подаваемой на орошение, в м³/ч; F – по­верхность насадки, равная 3,14 м².

 

.

 

По полученному значению плотности орошения определяем коэффициент смачиваемости насадок (отношение смоченной насадки к полной ее поверхности), пользуясь формулой

 

.

 

Поверхность s в единице объема принятой насадки определяется по табл. 35 характеристик насадки и равна 200 м²/м³, а значение f(Н_w) принимается в зависимости от полученной плот­ности орошения по табл. 3.20.

Таблица 3.20

Нw, м^3/м^2.ч
f(Нw)	24,0	15,0	9,8	7,5	6,6	6,0	5,3	4,8	4,4	4,2	3,8

 

При Н_w = 1,53 м³/м^2.ч величина f(Н_w) = 19,2; тогда коэффи­циент смачиваемости

 

.

 

Коэффициент теплопередачи в скрубберах рассматриваемого вида определяется по эмпирической формуле при изучении процессов охлаждения насыщенного водяными парами нефтяного газа:

 

.

 

где – начальное парциальное давление водяных паров в газе (в мм рт. ст.); w₀ – скорость неконденсирующегося остаточного газа, приведенная к нормальным условиям, подсчитанная исходя из об­щего сечения скруббера (полого), м/с; С и В — величины, харак­теризующие свойства газа:

Газ	С	В
Нефтяной	1,00	1,00
Коксовый	1,00	1,00
Водяной	0,99	0,95
Генераторный	0,98	0,50
Воздух	0,93	0,30

Начальное парциальное давление определяется по уравнению

 

,

 

где у – молекулярная доля водяных паров в газе (у = 0,239); р – общее давление в системе, равное 0,15 МПа или 1127 мм рт. ст.,

 

 

Скорость движения сухого не сконденсировавшегося газа при количестве 0,271 м³/с (приведенном к нормальным условиям) и сечении скруббера 3,14 м² определяется по формуле:

 

.

 

Подставляя полученные значения , w₀, В и С в формулу, подсчитываем общий коэффициент теплопередачи:

 

 

По полученному значению коэффициента теплопередачи, опреде­ляем объем скрубберной части колонны, пользуясь следующей фор­мулой:

 

 

где Q – количество тепла, отнимаемое в скруббере водой (263400 ккал/ч); – средняя разность температур (7,3 ⁰С); s – по­верхность насадки в единице объема (200 м²/м³); – коэффициент смачиваемости насадки (0,305).

Объем скрубберной части колонны составил 5=21,5 м³.

3.3.3 Ректификация полученной при сепарации нефти

газообразной фракции

Схему узла стабилизации по этому варианту можно представить в следующем виде.

Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание (рис. 3.44), поступает в паровые или огневые подогреватели 4, в которых нагревается от 65 – 70 до 120 – 160 ⁰С (либо с 40 ⁰С, если нефть посту­пает непосредственно с промысла, пройдя предварительно теплообмен­ники 2 "нефть – нефть"), откуда направляется в трапы или трапы-ста­билизаторы 5, работающие при давлении до 0,6 – 0,1 МПа. Широкая фракция под остаточным давлением поступает в ректификационную колонну 7. С верха колонны с заданной четкостью ректификации отводятся пары верхнего продукта и орошения, подаваемого в колонну для поддержания температуры. Температура парогазовой смеси после конденсаторов-холодильников 8 снижается, при этом часть смеси конденсируется. Смесь не сконден