Проектирование и оптимизация модульной нефтеперерабатывающей установки (Hydroskimming) производительностью 5–30 тыс. барр./сут.

Вот перевод и адаптация вашего текста на русский язык с сохранением всех технических деталей, цифр и терминологии. Текст структурирован, профессионален и развернут.

---

Постановка задачи и цель исследования

В условиях растущей потребности в децентрализованной переработке нефти возникла необходимость экспериментально и аналитически подтвердить техническую реализуемость, стабильность технологического режима и масштабируемость модульных установок типа Hydroskimming. Исследование проводилось на различных сортах сырья, а именно на нигерийских нефтях марок Yoho, Bonga и Qua Iboe.

Программное обеспечение и термодинамическая модель

В качестве инструмента моделирования использовался программный пакет Aspen HYSYS. Для описания термодинамических свойсистемы применялось уравнение состояния Пенга-Робинсона (Peng-Robinson), которое обеспечивает наибольшую точность при расчетах углеводородных смесей, включая определение коэффициентов летучести и фазового равновесия.

Методология и структура модели

1. Характеристика сырья: Для ввода и обработки данных о составе исходной нефти была задействована утилита Oil Manager. Данные лабораторных анализов, включая кривые истинной температуры кипения (True Boiling Point, TBP), были преобразованы в наборы псевдокомпонентов, что позволило корректно аппроксимировать фракционный состав реального сырья.

2. Построение технологической схемы: Разработанная модель включала следующие ключевые блоки:

   • Установка атмосферной дистилляции (Crude Distillation Unit, CDU);
   • Блок стабилизации и фракционирования нафты (Naphtha Splitter);
   • Реактор гидроочистки нафты (Hydrotreater);
   • Установка каталитического риформинга (Catalytic Reformer).

3. Оптимизация технологических параметров:

   • Блок CDU: Выполнена настройка температурного профиля в диапазоне от 104 до 644°F и рабочего давления от 20 до 49 psig с целью максимизации четкости разделения фракций по погонам.
   • Гидроочистка: Проведена валидация кинетических моделей при температуре 340°C и давлении 25 бар для обеспечения эффективного снижения содержания серы в продукте.
   • Каталитический риформинг: Обеспечено поддержание стабильного рецикла водородсодержащего газа при температуре 500°C и давлении 15 бар, что позволило получить высокооктановый риформат.

Результаты моделирования и валидация

Результаты симуляции подтвердили линейный характер роста выхода целевых продуктов при масштабировании установки с 5 000 до 30 000 баррелей в сутки, при этом не было зафиксировано потери сходимости расчетной модели.

Анализ показал, что тип исходного сырья существенно влияет на структуру продуктов:

• Тяжелая нефть марки Bonga (плотность 27,7° API) обеспечивает выход тяжелого котельного топлива до 30–35 мас.%;
• Легкая нефть марки Qua Iboe (плотность 37,3° API) оптимизирована для получения максимального выхода нафты и керосина, доля которых составляет от 25 до 35 мас.%.

В рамках исследования был проведен технико-экономический анализ (TEA), интегрированный непосредственно в модель. Он показал значительное снижение удельных капитальных затрат с $5 200 до $2 600 на баррель установленной мощности. Данный результат убедительно доказывает высокую экономическую эффективность эффекта масштаба при переходе от малых к средним модульным установкам Hydroskimming.

Источник: https://www.sciencepublishinggroup.com/article/10.11648/j.ogce.20261402.12

#AspenHYSYS #Refining #CDU #PengRobinson #Оптимизация