Диплом переработка нефти


Дипломные работы нефть и газ » Привет Студент!

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Модернизация абсорбера газов стабилизации установки У-32

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

  1. Введение...............................................................................................................
  2. Обзор проблем очистки газообразных углеводородов с высоким                       содержанием кислых компонентов.......................................................................

2.1. Обеспечение эффективности сепарации капельной жидкости от                     потока газа перед его очисткой.............................................................................

2.2. Выбор процесса и оптимального поглотителя..............................................

2.3. Подбор современного технологического оборудования, освоенного           отечественным аппаратостроением......................................................................

2.4.Пенообразование и способы его предотвращения........................................

2.5. Интенсификация процесса очистки углеводородных газов от                       кислых компонентов с использованием высокоэффективных                              контактных устройств.............................................................................................

  1. Основные направления совершенствования колонного                                       оборудования массообменных процессов............................................................

3.1. Анализ традиционных контактных устройств барботажного                               типа с противоточным движением фаз.................................................................

3.2. Справочные данные об истории развития прямоточного                                     способа контактирования фаз................................................................................

3.3. Классификация трубчатых прямоточных массообменных аппаратов.......

3.4. Гладкотрубные аппараты с осевым восходящим движением фаз..............

3.5. Гладкотрубные аппараты с закрученным восходящим движением фаз....

3.6. Гладкотрубные аппараты с нисходящим движением фаз............................

  1. Принципиальная технологическая схема установки У-32.............................
  2. Технологический расчёт абсорбера 32С02 для очистки газа                             стабилизации конденсата Карачаганакского месторождения от h3S иСО2......

5.1. Исходные данные.............................................................................................

5.2. Выбор параметров процесса...........................................................................

5.3. Методы расчёта................................................................................................

5.5. Результаты расчётной части............................................................................

  1. Реконструкция абсорбера сероочистки газа стабилизации конденсата на установке У-32 ГПЗ.....................................................................

6.1. Обоснование реконструкции аппарата и краткое её описание....................

6.2. Основные расчётные данные абсорбера 32С02............................................

  1. Механический расчёт аппарата 32С02..............................................................

7.1. Описание и технические требования…........................................................

7.2. Характеристика аппарата………………………...........................................

7.3. Расчёт на прочность основных элементов конструкции аппарата............

7.3.1. Выбор материалов и электродов в зависимости от рабочих условий.....

7.3.2. Расчёт днища и обечайки…………………….............................................

7.3.3. Расчёт на ветровую нагрузку…...................................................................

7.3.4. Расчёт аппарата на прочность......................................................................

7.3.5. Расчёт опорной обечайки…………………….............................................

7.3.6. Расчёт нижнего опорного узла и анкерных болтов……………...............

7.3.7. Расчёт люк-лаза………………………………….........................................

7.3.8. Расчёт фланцевого соединения люк-лаза……...........................................

7.3.9. Расчёт болтов фланцевого соединения………...........................................

  1. Охрана труда ......................................................................................................

8.1. Опасные и вредные производственные факторы..........................................

8.1.1.Физические факторы......................................................................................

8.1.1.1.Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны.......

8.1.1.2.Повышенный уровень шума на рабочем месте........................................

8.1.1.3.Повышенный уровень статического электричества................................

8.1.2.Химические факторы.....................................................................................

8.1.2.1.Первая помощь при отравлениях сероводородом и

парами углеводородов............................................................................................

8.1.3.Биологически опасные и вредные производственные факторы................

8.1.4.Психофизические опасные и вредные.........................................................

8.2.Коллективные и индивидуальные средства защиты рабочих на установке очистки газов стабилизации от h3S и СО2.......................................................

8.3.Характеристика технологического процесса с точки зрения пожароопасности и вредности производства..........................................................................

8.4.Безопасность эксплуатации производственного оборудования на установке очистки газов стабилизации от h3S и СО2.................................................

8.5.Размещение, обслуживание производственного оборудования, распределение функций между человеком и оборудованием.......................................

8.6.Обеспечение безопасности при реконструкции аппарата............................

8.7. Обеспечение безопасности при вводе в эксплуатацию реконструируемого аппарата..........................................................................................................

8.8. Общие требования безопасности по обслуживанию аппарата и вспомогательного оборудования.......................................................................................

8.9. Расчёт молниезащиты здания насосной.........................................................

8.10. . Выбор и расчёт установки пенного пожаротушения на УОГ.................

8.11. Электрическое освещение в операторной...................................................

8.12. Расчёт предохранительного клапана для абсорбера 32С02.......................

  1. Охрана окружающей среды...............................................................................

9.1. Введение............................................................................................................

9.1.1. Выбросы в атмосферу...................................................................................

9.1.2. Сбросы в гидросферу....................................................................................

9.1.3. Твёрдые отходы...........................................................................................

9.2. Экологичность проекта...................................................................................

9.2.1. Количественная и качественная оценка веществ, попадающих в окружающую среду.........................................................................................................

9.2.2. Мероприятия по защите окружающей среды от загрязняющих

веществ....................................................................................................................

  1. Экономическая часть........................................................................................

10.1. Определение экономической эффективности капиталовложений на реконструкцию абсорбера сероочистки газа стабилизации 32С02........................

10.1.2. Выбор эталона и вариантов для сравнения..............................................

10.1.3. Составление краткой характеристики, принципиальных особенностей и форм проявления экономической эффективности осуществляемого

мероприятия............................................................................................................

10.1.4. Определение уровней показателей и сравнение их с показателями

эталона.....................................................................................................................

Список используемой литературы........................................................................

privetstudent.com

Варианты переработки нефти - Дипломная работа

Содержание

 

Введение

Характеристика исходного сырья

Характеристика готовой продукции

.1 Характеристика автомобильных бензинов

.2 Характеристика дизельных топлив

.3 Требования, предъявляемые к нефтяным пекам

.4 Характеристика бензола

Обоснование варианта переработки нефти

Поточная схема нефтеперерабатывающего завода

Расчет материальных балансов технологических установок НПЗ

.1 Расчет материального баланса установки ЭЛОУ - АВТ

.2 Расчет материального баланса установки Феба-комби-крекинг

.3 Расчет материального баланса установки гидроочистки вакуумного газойля

.4 Расчет материального баланса установки каталитического крекинга RCC

.5 Материальный баланс установки термополиконденсационного процесса Юрека

.6 Расчет материального баланса установки гидродепарафинизации дизельного топлива

5.7 Расчет материального баланса установки гидроочистки легких газойлей

29

.8 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с целью получения базового компонента бензина Премиум Евро-95

5.9 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с экстракцией бензола

.10 Расчет материального баланса газофракционирования предельных углеводородов

5.11 Расчет материального баланса установки изомеризации

5.12 Расчет материального баланса газофракционирования непредельных углеводородов

5.13 Расчет материального баланса установки алкилирования

5.14 Расчет материального баланса установки компаундирования бензина

5.15 Расчет материального баланса установки производства серы

Сводный товарный баланс нефтеперерабатывающего завода

Заключение

Приложение А (Библиография)

 

РЕФЕРАТ

 

Расчетно - пояснительная записка курсовой работы содержит 41 стра-ниц, 2 рисунка,27 таблиц,

НЕФТЬ, ПОТОЧНАЯ СХЕМА, НЕФТЕПРОДУКТЫ, НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС

Объект курсовой работы: нефтеперерабатывающий завод

Цель курсовой работы: дать обоснование варианта переработки нефти, разработать поточную схему и рассчитать товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.

В курсовой работе подробно изучены характеристики нефти, определены потенциальные содержания нефтепродуктов. На основе этих данных выбран и обоснован вариант переработки нефти. Определен набор технологических процессов, который обеспечит получение нефтепродуктов заданного ассортимента, рассчитаны материальные балансы технологических установок и товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.

Введение

переработка нефть технология завод

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают четыре основных варианта переработки нефти:

) топливный с глубокой переработкой нефти;

) топливный с неглубокой переработкой нефти;

) топливно-масляный;

) топливно-нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 - 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 - 55% на исходную нефть. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится кминимуму.

Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка- гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.

Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.

1 Характеристика сырья

 

Сырьем прое

www.studsell.com

Добыча и переработка нефти в регионах России

Ресурсная база нефтяной промышленности России. Нефтяные запасы и их место в мире. Территориальная дифференциация нефтегазоносных районов РФ. Нефтегазовый комплекс Кубани. Методика переработки и транспортировки нефти. Крупнейшие проекты нефтепроводов. Краткое сожержание материала:

Размещено на

56

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра экономической, социальной и политической географии

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В РЕГИОНАХ РОССИИ

Работу выполнила Т.А. Федорова

Факультет географический

Специальность 050103.65 - География, ЗФО

Нормоконтролер,

канд. геогр. наук, доцент

А.А. Филобок

Краснодар 2013

Содержание

  • Введение
  • 1. Ресурсная база нефтяной промышленности России
    • 1.1 Нефтяные запасы РФ, их место в мире
    • 1.2 Территориальная дифференциация нефтегазоносных районов РФ
  • 2. Нефтедобыча
    • 2.1 Территориально-производственная структура нефтяной промышленности
    • 2.2 Нефтяные корпорации РФ
    • 2.3 Нефтегазовый комплекс Кубани
  • 3. Переработка и транспортировка нефти
    • 3.1 Размещение НПЗ
    • 3.2 Виды транспортировки нефти
  • 4. Нефтепроводы
    • 4.1 Развитие и размещение нефтепроводов нашей страны
    • 4.2 Крупнейшие проекты нефтепроводов
  • Заключение
  • Список использованных источников
  • Введение
  • Актуальность этой темы заключается в том, что нефтяная промышленность занимает ключевое место в экономике, социальной сфере и формировании федерального бюджета России. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Средняя обеспеченность запасами крупнейших российских нефтяных компаний превышает 30 лет, в некоторых случаях она достигает 50 лет. Это значительно больше запасов зарубежных корпораций, их запасы составляют около 10-15 лет.
  • В настоящее время в России нефть добывается на более чем 1000 месторождений. Больше 100 компаний занимаются добычей нефти в России, но подавляющая часть добычи фактически находится в руках 10 вертикально-интегрированных компаний, их объем производства составляет приблизительно 350 млн. т - 90% производства нефти в России.
  • Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива. Сейчас в России работает около 500 нефтеперерабатывающих предприятий. А основу нефтеперерабатывающей отрасли составляет 27 НПЗ. Наиболее крупные мощности размещены в Приволжском, Центральном и Сибирском федеральных округах.
  • В настоящее время география нефтедобывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. Нефтепроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти.
  • Объектом исследования выступает России как ведущая нефтедобывающая и нефтеэкспортирующая страна.
  • Предмет исследования моей дипломной работы - региональная специфика добычи и переработки нефти.
  • Целью моей дипломной работы является анализ современной добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Для достижения поставленной цели я решила следующие задачи:
  • 1. Проанализировала ресурсную базу нефтяной промышленности.
  • 2. Выявила территориальную структуру добычи.
  • 3. Изучила нефтепереработку.
  • Изученность вопроса. Вопросами географии нефтяной промышленности занимались многие отечественные и зарубежные ученые, в том числе А.Т. Хрущев, А.Г. Гранберг, В.И. Чистяков, В.А. Копылов, А.Ю. Скопин.
  • Информационная база. В работе я использовала многочисленные статистические данные, например «Российский статистический ежегодник» 2007-2010 гг., сайты нефтегазовых компаний. Широко использованы труды географов, экономистов. И некоторые другие материалы.
  • Результатом дипломной работы можно считать подведение общей оценки территориальной организации нефтяной промышленности России и прогнозирование ее дальнейшего пространственного развития.
  • 1. Ресурсная база нефтяной промышленности России

1.1 Нефтяные запасы РФ, их место в мире

Нефть относится к невозобновляемым ресурсам. Разведанные запасы нефти составляют (на 2011 год) 8,3 млрд. т/60 млрд. баррелей, неразведанные -- оцениваются в 52--260 млрд. т./300--1500 млрд. баррелей.

На данный момент Россия занимает восьмое (седьмое, согласно некоторым оценкам) место в мире по доказанным запасам нефти. Они оцениваются приблизительно в 74 млрд. баррелей, что составляет около 10 млрд. тонн. Большинство отечественных экспертов высказывает опасения по поводу того, что на данный момент ресурсы «черного золота» выработаны более чем наполовину. При современных объемах добычи, составляющих примерно 500 млн. тонн в год, российской нефти надолго может не хватить.

Крупнейшими в России считаются Самотлорское (Сибирь, Ханты-Мансийский АО), Ромашкинское (республика Татарстан) и Приобское (Сибирь, Ханты-Мансийский АО) нефтяные месторождения. Суммарный остаточный запас в них, по предварительным оценкам, составляет порядка 3,1 млрд. тонн.

Клондайком нефтяных месторождений считается Сибирь. Там расположены крупные месторождения. Например, Лянторское месторождение, предполагаемый полный запас которого составляет около 2 млрд. тонн. Почти равно ему Федоровское - 1,8 млрд. тонн. Мамонтовское месторождение - третье крупнейшее с 1,3 млрд. тоннами нефти. Салымская группа месторождений приближается к лидерам по своим объемам в 1,8 млрд. тонн. И это далеко не весь ресурс Сибири.

Большие доказанные ресурсы нефти расположены в Поволжье. Там находится Волго-Уральская нефтегазоносная провинция. В ее состав входят Туймазинское месторождение, ресурс которого - 480 млн. тонн, Арланское месторождение с 400 млн. тонн. До открытия месторождений Сибири Волго-Уральская провинция занимала первое место в России по объемам добычи нефти. Крупнейшим месторождением Поволжья является Ромашкинское, упомянутое выше. Еще приблизительно 72 млн. тонн ценного ресурса сосредоточено в Приразломном месторождении, расположенном на шельфе Печорского моря на севере России.

Включение запасов нефти баженовской и других свит, а также тяжелой нефти в категорию разведанных позволит России прирастить их на 15-20 проц. и уверенно подняться на несколько ступеней в мировых рейтингах запасов жидких углеводородов.

Российский шельф наиболее перспективное направление восполнения запасов нефти. Начальные извлекаемые ресурсы превышают 100 млрд. тонн условного топлива. Это гарантирует удовлетворение внутренних потребностей в энергоносителях и обеспечение экспорта на десятки ближайших лет. По итогам 2011 года отмечалось, что работы по разведке нефтегазовых ресурсов проводились в отчетный период на 204 объектах, из них 24 расположены на континентальном шельфе. Эти работы позволят подготовить 6,4 млрд. т. условного топлива, из них 1,3 млрд. т. - на шельфе [30].

Средняя обеспеченность запасами крупнейших российских нефтяных компаний превышает 30 лет, в некоторых случаях она достигает 50 лет. Это значительно больше запасов зарубежных корпораций (10-12 лет). При текущем уровне добычи Россия обеспечена запасами нефти не менее чем на 35-40 лет. При этом ресурсы, не вовлеченные в освоение, превышают 100 млрд. тонн условного топлива [27].

Мировые разведанные запасы нефти сконцентрированы на Ближнем Востоке. Пять ближневосточных стран обладают почти 2/3 глобальных запасов: Саудовская Аравия (25%), Ирак (11%), ОАЭ (9%), Кувейт (9%) и Иран (9%). Вне Ближнего Востока самые большие запасы имеют Венесуэла и Россия. Венесуэла обладает приблизительно 7%, Россия - почти 5% глобальных запасов нефти. Россия производит 10% нефти, в то время как потребляет только 4% [21].

Имеются также большие запасы нефти (3400 млрд. баррелей) в нефтяных песках Канады и Венесуэлы. Этой нефти при нынешних темпах потребления хватит на 110 лет. В настоящее время компании ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении (таблица 1).

Таблица 1 - Страны с крупнейшими разведанными запасами нефти, 2011 г.

Страна

Запасы, млрд. баррелей

Саудовская Аравия

262,6

Венесуэла

211,2

Канада

175,2

Иран

137,0

Ирак

Другие файлы:

История добычи нефти в РоссииНефть как один из основных и практически безальтернативных источников энергии. Коммерческая добыча и переработка нефти в России. Первое письменное упо...

История развития буровых работ в России в XIX в.Бурение первых скважин в России в IX в. Добыча растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Промышленная добыча нефти в России в XIX в. Бурение...

Нефть и ее продуктыОт лучины к керосинуКеросиновое освещение Откуда взялся керосин Что такое бензин и куда он идетЧто такое мазут и куда он идетПутешествие в ст...

Морская добыча нефтиИстория морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристи...

Важнейшие химические процессы переработки нефтяного сырьяФизико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитиче...

www.tnu.in.ua

Дипломная работа - Методы добычи нефти и её транспортировка.Переработка нефти

Оглавление

Введение……………………………………………………………2

Способы добычи нефти……………………………………………3

Фонтанный способ……………………………………………..3

Газлифтный способ…………………………………………….5

ЭЦН………………………………………………………………7

ЭВН………………………………………………………………8

Переработка нефти……………………………………………….….8

Первичные процессы……………………………………………8

Вторичные процессы……………………………………………9

Транспортировка нефти……………………………………………..11

Заключение…………………………………………………………...13

Список используемой литературы……………………………….....15

Введение

Нефть (греч. ναφθα, или через тур. neft, от персидск. нефт; восходит к аккад. напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефтедобыча — отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти. Нефтедобыча — сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На 13% территории Земли, в стране, где проживает менее 3% населения мира, сосредоточено около 13% всех мировых разведанных запасов нефти. Так как Россия богата нефтяными запасами, то существует определённые механизмы добычи нефти, её переработки и транспортировки.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т.ч. нефти) делятся на:

— фонтан (выход флюида осуществляется за счет разности давлений)

— газлифт

— установка электро-центробежного насоса (УЭЦН)

— ЭВН установка электро-винтового насоса (УЭВН)

— ШГН (штанговые насосы)

— другие

Способы добычи нефти

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

-простота оборудования скважины;

-отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-возможность дистанционного управления скважиной;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы( МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

Схема оборудования фонтанной сква­жины:

1 — пласт; 2 – интервал перфорации; 3 — штуцер забойный; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6, 8 — манометры; 7 – лубрикатор; 9-77, 75 – задвижки; 12 – устьевой штуцер; 13 – крестовина; 14 - катушка; 16 — импульсная линия; 17 — НКТ; 78 -пакер; 19 – воронка башмачная; 20 - колонна обсадная

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.2. Основными элементами схемы являются: колонная головка 5, фонтанная арматура с лубрикатором 7 для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

Газлифтный способ добычи нефти.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

-простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

-эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

-эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

-возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

-полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

-большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

-возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

-простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

-простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче [2, 9-14 и др.].

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение – герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

ЭЦН — центробежный насос. ЭЦН — погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин)

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

  • Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка.
  • Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта.
  • Детали насосов, находящиеся под напряжением, изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов, что обеспечивает длительную безотказную работу насосов.
  • Герметичность посадки насосов, резьбовых соединений, полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления.
  • По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

ЭВН установка электро-винтового насоса (УЭВН)

УЭВН – вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

Переработка нефти

Цель переработки нефти (нефтепереработки ) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Подготовка нефти

Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Атмосферная перегонка

Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

  • Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т.д.
  • Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т.д.
  • Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т.д.

Риформинг

Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[1]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

Гидроочистка

Каталитический крекинг

Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Коксование

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Изомеризация

Процесс получения изоуглевородов (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование

Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.

Транспортировка нефти

Большинство нефтепромыслов находится далеко от мест переработки или сбыта нефти, поэтому быстрая и экономичная доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий, что особенно важно для России, где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших затрат, большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров, а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса.

Идею использования трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов предложил великий русский ученый Д. И. Менделеев. Он объяснил основные принципы строительства и привел аргументы в пользу этого вида транспорта.

Различают три вида нефтепроводов. Промысловые, как понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления, к которым, в том числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы.

Современные танкеры – это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того, число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Еще один вид транспортировки нефти – по железной дороге. Это быстрый всесезонный способ. В нашей стране его используют, чтобы доставить нефть из Западной Сибири на Дальний Восток, Южный Урал и в страны Центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, на Северный Кавказ и в Новороссийск. Однако для доставки «черного золота» по железной дороге требуется в 10 раз больше трудозатрат, чем для ее транспортировки по нефтепроводам. Поэтому даже в странах с разветвленной железнодорожной сетью этот способ перевозки нефти является второстепенным.

Заключение

История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130 лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе царской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик страны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась и нефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.

Сегодня значение нефти России трудно переоценить. Большинство самых богатых людей и компаний работающих в РФ так или иначе связаны с нефтью. Она же приносит значительную прибыль стране и позволяет решать экономические, социальные и (как видим) политические проблемы.

Нефть для России важна – это факт. Однако, у каждой медали есть обратная сторона. Ни для кого не тайна что Россия находится в зависимости от этого сырья. На сегодняшний день, дальнейшее экономическое (и не только) будущее России во многом определяется не ее успехами в высоких технологиях и конкурентно способностью на международных рынках ее товаров, а мировыми ценами на нефть.

В январе-сентябре 2010 года в России объем добыч нефти вырос в годовом выражении на 2,4% — до 420 млн. тонн, что является рекордной величиной за всю новейшую историю страны. По итогам текущего года показатель может составить 504,8 млн. тонн, в октябре среднесуточный объем добычи составил 1,4 млн. тонн, что является рекордным значением за последние 20 лет. Такая положительная динамика роста добычи нефти связана с мерами государственной поддержки в отрасли, а также с введением крупных инфраструктурных проектов. Также льготные ставки экспортной пошлины на нефть позволили начать освоение Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского месторождений, а также эксплуатацию нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан.

Теперь главное не столкнуться с проблемой неразвитости инфраструктуры по транспорту нефти, ограничивающей возможности для сбыта дополнительно добываемых объемов нефти. Итогом этого может стать замедление темпов роста добычи и экспорта нефти в результате инвестиционных решений добывающих компаний, направленных на сдерживание добычи ввиду ограниченности возможностей инфраструктуры.

Используемая литература

Учебники:

1) Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов — 3 изд.-2009 г. Изд. «Альянс»

Сайты:

1) www.ngfr.ru/about.html — Нефть, газ и фондовый рынок

2) www.barrell.ru/ — Происхождение и добыча нефти.Как и где образуется нефть.

3) ru.wikipedia.org/wiki/ — Википедия. Свободная энциклопедия.

4) mirnefti.ru/ — Мир нефти.

www.ronl.ru

Ректификационная переработка нефти и продукции из нее

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

.2 Выбор технологической схемы, параметров проведения процесса

.3 Описание технологической схемы

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

3.1 Расчет основного оборудования

3.2 Расчет вспомогательного аппарата

4. КОНТРОЛЬНО - ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ

4.1 Описания функциональной схемы автоматизации установки

.2 Автоматическое регулирование параметров

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ - ОТХОДЫ ПРОИЗВОДСТВА, СТОЧНЫЕ ВОДЫ И ЗАГРЯЗНЕНИЕ ВОЗДУХА

5.1 Источники вредных выбросов в атмосферу

5.2 Проектные решения по уменьшению загрязнения атмосферы

5.3 Предельно допустимые и временно согласованные выбросы

6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА НА УСТАНОВКЕ

7. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Расчет капитальных затрат на строительство

8.2 Организация производства

8.3 Расчет численности персонала

8.4 Расчет годового фонда заработной платы

8.5 Расчет калькуляции себестоимости продукции

8.6 Рентабельность проектируемой установки

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.

Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.

В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.

Для разделений смеси газов на индивидуальные компоненты применяются следующие процессы: ректификация, компрессия, конденсация, адсорбция. На газофракционирующих установках (ГФУ) эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.

Процессы газофракционирования предназначены для получения из нефтезаводских газов индивидуальных низкомолекулярных углеводородов C1-С6 (как предельных, так и непредельных, нормального или изостроения) или их фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования и производств метил-трет-бутилового эфира и т. д.

Источником углеводородных газов на НПЗ являются газы, выделяющиеся из нефти на установках AT, ABT и образующиеся в термодеструктивных или каталитических процессах переработки нефтяного сырья, а также газы стабилизации нестабильных бензинов.

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки (каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья.

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА

 

Нестабильный бензин, получаемый на газоотбензинивающей установке методом компрессии, абсорбции, низкотемпературной ректификации или адсорбции, состоит из углеводородов от этана до гептана включительно.

В зависимости от состава перерабатываемого газа и глубины извлечения целевых компонентов из него составы нестабильных бензинов колеблются в широких пределах. Как товарный продукт нестабильный бензин не находит непосредственного применения: в народном хозяйстве используют выделенные из него технически чистые индивидуальные углеводороды, такие как пропан, изобутан, н-бутан, изопентан, н-пентан, гексан, стабильный газовый бензин. В качестве коммунального топлива используют также пропан-бутановую смесь в различных соотношениях в зависимости от времени года.

Основное требование к качеству каждого выделенного углеводорода - это чистота, т.е. высокая концентрация целевого компонента в получаемой фракции. Выделить совершенно чистые (не имеющие примесей) углеводороды в промышленных условиях практически невозможно. Вместе с целевым компонентом в продукте будут содержаться и другие углеводороды, имеющие близкие температуры кипения. Такая смесь носит название фракции того или иного компонента или группы компонентов, например, пропановая фракция, пропан-бутановая фракция, бутан - изобутановая фракция. Четкое разделение смесей жидких углеводородов на составляющие компоненты достигается в процессе ректификации. Если смесь двух взаиморастворимых жидкостей подвергнуть постепенному нагреву, то при некоторой температуре начнет выкипать жидкость, имеющая более низкую температуру кипения. Эту жидкость называют низкокипящим компонентом (н.к.к.). При температуре кипения можно перевести в пар практически полностью весь низкокипящий компонент, содержащийся первоначально в смеси. После этого остаток будет состоять из высококипящего компонента (в.к.к.). Этот остаток называется кубовым остатком, а пары низкокипящего компонента после их конденсации в холодильнике - дистиллятом. Описанный процесс называемый простой перегонкой, не дает возможности получить разделенные компоненты в чистом виде, так как в парах низкокипящего компонента будет содержаться некоторое

www.studsell.com

Дипломная работа - Процессы первичной переработки нефти 3

Введение

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3 ), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3 ).

Нефть – это горная порода. Она относится к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода – это твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти – способность гореть.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

· к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти;

· ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.

1. Назначение и характеристика процесса переработки нефти

Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды.

Попутные и растворенные газы отделяются от нефти в системе тра­пов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления -от давления в скважине до атмосферного. После этого в нефти еще ос­таются растворенные газы (до 4 % мас.).

В трапах одновременно с отделением газа происходит и отстой сы­рой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды. Поэтому эти аппараты на промыслах называют отстойниками. Отсюда нефть поступает на промысловые электрообессоливающие ус­тановки.

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяных эмульсий, которые образуются при добыче нефти за счет закачки воды в пласт. Обезвоженную и обессоленную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую так же подвергают расслаиванию. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти.

Наиболее простой способ удаления воды из нефти на промыслах — термохимическое обезвоживание при атмосферном давлении. К подогретой до 30-50°С нефти добав­ляется деэмульгатор, а затем нефть поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие по­тери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах. Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под давлением.

При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, про­исходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для обессоливания используется термо­химический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термо­химическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ — атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

АВТ разделена на два блока — атмосферной и вакуумной перегонки. Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций — бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки — мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне — цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость — вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля — 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.

Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы .

2. Состав и характеристика сырья и продукция.

Сырьё процесса — нефть, содержащая соли (до 900 мг/л) и воду (до 1,0%).

Продукция:

· углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

· бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°C, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

· керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315о С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

· дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 –350 О С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

· мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350О С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

· вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 О С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

· гудрон (остаток атмосферно — вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500О С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

3. Технологическая схема

Рис.1. Схема установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АВТ).

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 –печи; КХ-1 — КХ-4 –конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 –пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII — гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (АТ), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ). Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 –тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полётся водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин.

Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

4. Технический режим

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1

Участок схемы, сырьё Показатели процесса
Температура, о С
Нефти, поступающей на обессоливание 120-140
Подогрева нефти в сырьевых теплообменниках 210-230
Нагрева нефти в атмосферной печи П-1 320-360
Нагрева мазута в вакуумной печи П-2 400-420
Верх К-1 120-140
Низ К-1 240-260
Верх К-2 120-130
Низ К-2 340-355
Верх К-4 80-110
Низ К-4 160-220
Верх К-5 100-110
Низ К-5 360-380
Избыточное давление, МПа
Верх К-1 0,4-0,5
Верх К-2 0,06-0,1
Верх К-4 0,7-1,2
Остаточное давление в К-5, Па 5000-8000
Массовая доля воды в нефти, в %
До обессоливания До 1,0
После обессоливания 0,1-0,15
Содержание солей в нефти, мг/л
До обессоливания До 900
После обессоливания 3-15

5. Мощность и материальный баланс

Мощность установок АТ и АВТ может составлять от 2 до 12 млн.т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т.д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже:

Таблица 2

Сырьё, продукты I II
Поступило, %
Нефть 100,1 100,1
В том числе вода и соли 0,1 0,1
Получено
Сжиженный углеводородный газ 1,0 1.1
Бензиновая фракция (н.к.-140о С) 12,2 18,5
Керосиновая фракция(140-240о С) 16,3 18,9
Дизельная фракция (240-350о С) 17,0 20,3
Вакуумный дистиллят(350-500о С) 23,4 23,1
Гудрон (выше 500о С) 29,2 18,2
Отходы и потери 1,0 1,0

6. Технико-экономические показатели

Приводятся показатели из расчета на 1 тонну ромашкинской нефти:

Таблица 3

Показатели Установка АТ Установка АВТ
Пар водяной, ГДж (Гкал*) 0,08(0,019) 0,143 (0,034)
Вода оборотная, м3 1,8 3,3
Электроэнергия, кВт-ч 5,3 6,5
Топливо, кг. 20,0 26,7
Деэмульгатор неионогенный, кг. 0,03 0,03
Ингибитор коррозии, кг. 0,001 0,001

7. Техника безопасности

Выполнение следующих правил безопасного ведения процесса, связанных с ним работ исключает возможность аварии, взрывы, пожары, травмирование людей, нарушение технологического режима.

Лица, допускаемые к производству, работ должны быть проинструктированы и обучены безопасным приемам работы, сдать экзамены и иметь при себе соответствующее удостоверение. При введении новых технологических процессов и методов труда, видов оборудования и механизмов, а также правил и инструкций, должен проводиться дополнительный инструктаж.

Не допускается загромождение и загрязнение производственных площадок, помещений, оборудования, проездов, дорог в местах где запрещен проезд транспорта должны быть вывешены предупредительные надписи и знаки, дренажные и канализационные колодцы должны быть надежно закрытыми или огражденными.

Систематически должны производиться осмотр и проверка производственного оборудования и своевременный его ремонт согласно графика ППР. Каждое действующее оборудование, аппараты, сосуды должны быть оснащены полным комплектом приспособлений, приборов, предусмотренных проектом или ГОСТом.

Не допускается работа производственного оборудования с нарушением параметров, установленных технологической картой или технологическими условиями и инструкциями.

Изменения в технологическую карту (регламент) разрешается вносить только после письменного указания главного инженера предприятия, причем они должны соответствовать рабочим параметрам, указанным в паспорте оборудования.

Эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратов, сосудов при не герметичности фланцевых соединений или трещин по целому материалу — запрещается, также не допускается проведение на них любых ремонтных работ при их работе.

Производственные помещения должны быть обеспечены вентиляцией, создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды, соответствующее санитарным нормам. Эффективность вентиляционных установок проверяется систематически, один раз в год. При вынужденной остановке вентиляционных установок должны быть приняты меры по обеспечению санитарного состояния воздушной среды, согласно санитарных норм СНИП.

В инструкциях по эксплуатации вентиляционных установок перечисляются особые указания о мерах, принимаемых персоналом при внезапной загазованности или возникновении пожара.

Во избежание распространения пожара в сети промливневой канализации во время возгорания нефтепродуктов или пожара на производственной площадке, на канализационных сетях промстоков и произодственно-ливневых стоках устанавливаются гидрозатворы.

Приборы контроля и автоматики могут применяться только разрешенные решением Госстандарта СССР и его подведомственных органов. Проверка, регулировка и ремонт приборов осуществляется в соответствии с “Правилами организации и проверки измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий”. За КИПиА должен быть обеспечен надзор, они должны находиться в условиях, обеспечивающих их безотказную работу.

Производство газоопасных, огневых, ремонтных, земляных работ без наличия оформленного наряд-допуска не допускается.

В местах, где возможно смешивание взрывоопасной смеси газа с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла не дающего искры. Пользоваться не взрывозащищенными переносными светильниками не разрешается.

Во время работы установки необходимо обеспечить постоянный контроль за давлением, расходом, уровнем — их изменения должны производиться плавно.

Объекты энергоснабжения должны обслуживаться электротехническим персоналом имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть немедленно снято.

Отогревание оборудования и трубопроводов в зимнее время может производиться только паром или горячей водой.

Предохранительная арматура на аппаратах должна соответствовать предъявленным требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации аппаратов, работающих под давлением”.

Пуск и работа установки с неисправной системой пожаротушения запрещается.

Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и статического электричества.

Оборудование, подлежащие вскрытию и ремонту, должно быть выведено из работы, освобождено от продукта, отглушено, пропарено, промыто водой и проветрено. Все подводящие трубопроводы к ремонтируемому оборудованию должны быть отглушены. Промывка водой неостывшего оборудования недопустимо. Производство работ на отключенном оборудовании и трубопроводе, разрешается только по получению анализа газовоздушной смеси. Работы по очистке оборудования аппаратов, сосудов от шлама должны производиться только в шланговых противогазах с дублером бригадой не менее 2-х человекк. Для внутреннего освещения аппарата, сосуда должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, с напряжением не выше 12В.

Запрещается допуск к газоопасным работам лиц, не обученных безопасным приемам ведения работ, способам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим.

Газоопасные работы должны выполняться только при наличии наряд-допуска и в присутствии ответственного за проведение газоопасных работ.

Необходимо вести постоянный контроль за состоянием газовоздушной среды, немедленно прекратить работу при загазованности выше допустимой концентрации.

Перед допуском к работе по обслуживанию блоков реагента-деэмульгатора обслуживающий персонал должен быть проинструктирован и ознакомлен с инструкциями безопасности труда. Работы, связанные с химреагентом, должны производиться строго в спецодежде, защищающей тело, руки, ноги.

8. Контроль и автоматизация процесса

Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.

Параметры аналитического контроля. Таблица 4

п/п

Наименование операции процесса, продукта Место отбора

Контроли-

руемые параметры

Метод контроля

Частота,

периодичность

контроля

1 3 4 5 6 7
1. Отбор проб нефти На входе на установку Содержание воды в нефти

ГОСТ

2477-65

Каждые 2 часа
2. Отбор проб нефти

На выходе с

электродегидратора

Содержание воды в нефти

ГОСТ

2477-65

Каждые 2 часа
3. Замер загазованности

Площадка

электродегид

раторов

Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
4. Замер загазованности Площадка печей Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
5. Замер загазованности Блоки нефтяных насосов Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
6. Замер загазованности Каре резервуаров Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
7. Замер загазованности Блоки БРХ Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
8. Замер загазованности Площадка буферных емкостей Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену
9. Замер загазованности Площадка нефтесепараторов С1-С6 Содержание углеводородов в воздухе УГ-2 1 раз в смену

В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таблице 5 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.

Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 5

п/п

Технологический параметр

аппарат или узел схемы

Сигнализация Блокировка
Предупредительная Аварийная
Min max min max min max
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Сепараторы С1-С3
давление, МПа 0.015
уровень жидкости, м 0.7 1.9 2.1
2. Буферные емкости БЕ1-БЕ4
давление, МПа 0.05 0.2
уровень жидкости, м 0.7 1.7 0.6 2
3. Печи ПТБ-10 П1-П5
температура нефти после печей, °С 60 60
температура дымовых газов, °С 700 700
давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа 0.4 0.8 0.4 0.8
Давление газа после РДБК, Мпа 0.005 0.05 0.005 0.05
Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст. 200 200
давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа 0.1 0.1
расход нефти через печь, м3 \час 300 300
давление масла в гидроприводе, МПа 1 1
4. Электродегидраторы ЭГ1-4
давление, МПа 0.8 0.8
уровень раздела фаз «в\н», м 1.3
электроток во внешних фазах цепи, А 240 240
давление воздуха на приборы КИПиА, МПа
0.1 0.1
5. Сепараторы С4-С6
давление, МПа 0.005
уровень жидкости, м 0.7 1.7 2
6. Газосепаратор ГС1-ГС2
уровень жидкости, м 1.8
давление, МПа
7. Газосепаратор ГС-3
уровень жидкости, м 0.5 1
давление, МПа
8. Газосепаратор ГС-4
уровень жидкости, м 1
давление, МПа
9.

Технологические резервуары

(нефтяные) РВС-10000 № 2,4

уровень жидкости, м 10.5
10.

Товарные резервуары

(нефтяные) РВС-10000 № 1,3

уровень жидкости, м 10.5
11.

Подземные емкости ЕП 1-15

уровень жидкости, м:

ЕП1-ЕП4 0.5 1.8
ЕП-5 0.5 1.5
ЕП6-ЕП7 1.5
ЕП9-ЕП12 0.5 1.8
ЕП14-ЕП15
12.

Технологические насосы

ЦНС 300х120 № 1-10

давление нагнетания, МПа 0.9 1.3 0.9 1.3
температура подшипников, °С 70 70
уровень жидкости в «стакане», м 0.1 0.1
13. Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3
давление нагнетания, Мпа 1.4 1.9 1.4 1.9
температура подшипников, °С 70 70
уровень жидкости в «стакане», м 0.1 0.1
14. Воздушная компрессорная ВК1-ВК2
давление в ресивере, МПа 0.22 0.6
температура I ступени, °С 165 165
температура II ступени, °С 165 165
15. Блок реагентного хозяйства БР1-БР4
давление нагнетания насоса НД-25\40, МПа 2 2
давление нагнетания насоса НД-1000\10, МПа 0.9 0.9

Заключение

Нефть — уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты его переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.

Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти.

Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа — на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Перегонка (фракционирование) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.

Список использованной литературы

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2007. стр. 257-275

2. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – стр. 188-199

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 – стр. 233-247

www.ronl.ru

Дипломные работы нефть и газ » Страница 2 » Привет Студент!

Введение

5

1       Тематический обзор

7

1.1     Анализ работы колонны регенерации КТК

7

1.2     Характеристика насадок

8

1.2.1 Нерегулярные (насыпные) насадки

8

1.2.2 Регулярные насадки

9

1.3     Описание предлагаемой реконструкции

10

2       Описание технологической схемы

14

2.1     Описание технологического процесса регенерации насыщен-

           ного щелочного раствора КТК

14

2.2     Техническая характеристика исходных и конечных продуктов            

         регенерации раствора КТК

15

3       Технологический расчет регенератора КТК

18

3.1     Исходные данные

18

3.2     Материальный баланс каталитической регенерации КТК

18

3.3     Тепловой баланс регенератора

23

3.4     Расчет регенератора

25

3.5     Выводы

27

4      Механический расчет

28

4.1     Обоснование выбора материала корпуса аппарата

28

4.2     Расчет на прочность корпуса аппарата

29

4.2.1 Определение толщины стенок корпуса и днищ аппарата

29

4.2.2 Проверка корпуса аппарата на давление при гидравлическом

 

         испытании

31

4.2.3 Определение размеров и толщины стенки люка-лаза

32

4.2.4 Расчет укрепления отверстия

33

4.2.5 Расчет фланцевого соединения

35

4.3     Определение веса аппарата

44

4.3.1 Минимальный вес аппарата G4

45

4.3.2 Максимальный вес аппарата в условиях монтажа G3

45

4.3.3 Вес аппарата в рабочих условиях G1

47

4.3.4 Вес аппарата при гидроиспытаниях G2

47

4.4     Расчет регенератора на устойчивость при ветровой нагрузке

47

4.4.1 Определение периода собственных колебаний

47

 

 

 

 

 

 

4.4.2 Определение расчетного изгибающего момента от действия

           ветровой нагрузки

48

 

 

4.4.3 Расчет на прочность аппарата от внутреннего избыточного

         давления, собственного веса и изгибающих моментов от

         действия ветровых нагрузок

 

57

4.4.4 Проверка устойчивости корпуса аппарата

61

4.4.5 Расчет опорной обечайки

64

4.4.6 Расчет опорного узла

71

4.5     Расчет опорной тарелки

74

5       Охрана окружающей среды

78

5.1     Мероприятия по защите окружающей среды в период монтаж-

           ных работ

 

78

5.2     Надежность аппарата – способ защиты окружающей среды от

         загрязнения

 

79

5.3     Меры контроля по герметизации и надежности аппарата

80

5.4     Предложение по вторичному использованию отходов

80

5.5     Неорганизованные выбросы

80

5.6     Водная среда

81

5.7     Контроль за выбросами

81

6       Охрана труда

82

6.1     Опасные и вредные производственные факторы на установке

         регенерации КТК

82

6.1.1 Опасные физические и вредные производственные факторы

82

6.1.2 Опасные химические и вредные производственные факторы

85

6.1.3 Опасные биологические и вредные производственные факторы

86

6.1.4 Опасные психофизические и вредные производственные

         факторы

86

6.2    Основные правила безопасного ведения процесса

87

6.2.1 Характеристика технологического процесса регенерации с

         точки зрения пожаро - взрывоопасности и вредности произ-

         водства

87

6.2.2 Правила подготовки, проведения осмотра и ремонта

         оборудования

89

6.2.3 Правила подготовки и проведения ремонта электро-

         оборудования, приемка электрооборудования из ремонта и

         пуск в эксплуатацию

 

90

6.2.4 Средства и оборудование пожаротушения

91

6.2.5 Средства индивидуальной защиты рабочих

91

6.3     Молниезащита

92

6.4     Электрическое освещение в операторной

94

6.5     Защитное заземление электрооборудования в машзале

95

6.6     Расчет предохранительного клапана

97

7       Экономический расчет

99

7.1    Годовые затраты по установке регенерации КТК до

         реконструкции

 

99

7.2     Расчет   затрат на реконструкцию

100

7.3     Годовые затраты по установке регенерации КТК после

         реконструкции

 

100

7.4     Расчет экономического эффекта

102

8       Заключение

103

9       Список литературы

104

10     Приложения

106

privetstudent.com


Смотрите также