Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз» - реферат

Введение

На ОАО «Сургутнефтегаз» производят дорожный битум, дизельное топливо и бензиновую фракцию. Все эти производства на сегодняшний день нашли своего потребителя. Битум – нужен г. Сургуту и близлежащим городам для строительства дорого. Дизельное топливо в основном предназначается для транспортных нужд предприятия. Бензиновую фракцию используют для промывки нефтяных скважин и нефтепроводов.

В последнее время возникли трудности с технологическими печами, которые предназначаются для нагрева нефти и мазута. Печь претерпевали серьезные аварии и в последнее время часто выходят из строя, прерывая технологический процесс, что сказывается на объемах производимой продукции. В связи с этим необходимо реконструировать трубчатые печи.

1.Как влияет сырье и технология на процесс и ассортимент продукции

Сырьем для рассматриваемого технологического процесса является нефть Лянторского месторождения. Основными физико-химическими показателями для нефтей являются:

• содержание хлористых солей (100 мг/дм³);

• плотность нефти (0,894 кг/м³ - тяжелая);

• содержание общей серы (0,99 % - сернистые);

• содержание базовых масел (15% - на нефть);

• содержание парафинистых углеводородов (2,4 %);

• индекс вязкости (79 – И₂).

При повышении содержания хлористых солей повышается коррозия аппаратуры, особенно в сочетании с сероводородом. Приходится производить промывку водой для понижения содержания хлористых солей.

Сернистые соединения при перегонке достаточно хорошо переходят в бензиновую фракцию, где в дальнейшем они мешают процессам риформинга, поэтому приходится производить мероприятия по понижению содержания серы.

Плотность нефти влияет на выход тяжелых фракций, к примеру для получения битума благоприятны тяжелые нефти, где выход мазута составляет более 30 %.

Содержание базовых масел может определить направление использования нефтей в области получения моторных масел.

Сыре используемое на ОАО «Сургутнефтегаз» удовлетворяет требованиям для плучения дорожного битума.

2.Схема производства и узкие места

Нефть из трубопровода "Лянторское месторождение - ЦКПН" под давлением 3,0 - 4,0 кг/см² поступает в сырьевую емкость Е-1, через

Из емкости Е-1 насосом Н-1 нефть подается в трубное пространство теплообменника Т-1/3, где нагревается за счет тепла откачиваемых дизельного топлива.

В приемный трубопровод из сети производственного водоснабжения подается промывная вода, а также деэмульгатор. Расход воды на промывку нефти регулируется клапаном регулятором расхода.

Предварительно нагретая нефть после теплообменника Т-1/3, поступает в трубный пучек теплообменника Т-1/7. Нагретая до 90-120 С за счет тепла гудрона нефть из теплообменника Т-1/7 подается в междуэлектродное пространство электродегидратора Э-1.

Электродегидратор Э-1 работает под давлением нефти, в случаях снижения уровня нефти и образования "газовой подушки" срабатывает блокировка, отключающая подачу напряжения на электроды дегидратора. В зависимости от содержания воды в нефти и стойкости эмульсии напряжение на электроды может подаваться 16, 5, 22 или 36 кВ. Насыщенная вода - "солевой раствор" - с низа электродегидратора через клапан-регулятор уровня раздела фаз "нефть-вода" выводится в емкость.

Обессоленная нефть выходит сверху электродегидратора Э-1 и разделяется на два потока. Первый, меньший поток нефти, проходит последовательно через трубное пространство теплообменника Т-1/5 и нагревается за счет тепла циркуляционного орошения колонны К-3 до 130-160 С. Второй поток нефти последовательно проходит через трубное пространство теплообменников Т-1/9, где нагревается за счет тепла вакуумного газойля до 180-200 С. .

После теплообменника Т-1/5, Т-1/9 оба потока обессоленной нефти объединяются в общий поток нефти, который поступает в трубное пространство теплообменника Т-1/1, где нагревается за счет тепла гудрона до 190-210 С.

После теплообменников Т-1/1 нефть подается в нагревательные печи П-1, П-3. Нагрев нефти в печах осуществляется в змеевиках камер конвекции дымовыми газами и в камерах радиации за счет лучистого тепла при сжигании топливного газа. В камере радиации печи П-1 размещен также змеевик для нагрева мазута, а в камере конвекции печи П-3 расположен пароперегреватель для получения водяного пара.

Нагретая в печах до 360-375 С нефть объединяется в общий поток и направляется на 4-ю тарелку атмосферной колонны К-3. Всего в колонне имеется 23 клапанных тарелок, из них в укрепляющей части 19 и отгонной 4 тарелки.

Сверху колонны К-3 пары бензина, водяные пары и углеводородный газ с температурой до 150 С поступают в конденсаторы воздушного охлаждения и доохлаждаются в водяном холодильнике Х-1 до температуры не выше 80 С и в виде газожидкостной смеси собираются в емкость Е-2.

В емкости Е-2 происходит разделение смеси на бензин, углеводородный газ и воду. Углеводородный газ сверху емкости Е-2 выводится на дожиг в печи П-2.

Вода с низа емкости Е-2 через клапан-регулятор уровня раздела фаз "бензин-вода" сбрасывается в емкость промстоковю.

Часть бензиновой фракции из емкостей Е-2 насосом возвращается на 21-ю тарелку колонны в качестве острого орошения.

С 13-й тарелки атмосферной колонны К-3 отбирается дизельное топливо, которое насосом с температурой 180 С подается в межтрубное пространство теплообменников Т-1/3, где отдает тепло сырой нефти, доохлаждается до температуры не выше 70 С в водяном холодильнике Х-3 и направляется в емкости хранения дизельного топлива Е-10.

Качество дизельного топлива обеспечивается циркуляционным орошением. Циркуляционное орошение с 11-й тарелки колонны К-3 забирается насосом, прокачивается через теплообменник Т-1/5, где отдает тепло первому потоку обессоленной нефти и с температурой 135-145 С возвращается в колонну на 12-ю тарелку.

Для обеспечения требуемого качества мазута по содержанию фракции до 360 С с тарелки "4а" атмосферной колонны К-3 выводится атмосферный газойль, который поступает в отпарную колонну К-4 с температурой 285-295 С.

С низа отпарной колонны атмосферный газойль насосом подается в теплообменник Т-1/3, где отдает тепло сырой нефти, далее смесь доохлаждается в водяном холодильнике Х-4 и с температурой не выше 90 С направляется в емкости хранения Е-12.

Мазут с низа атмосферной колонны К-3 с температурой 350 С насосом подается для нагрева в мазутный змеевик печи П-1.

Нагретый до 390-405 С мазут из печи П-1 поступает на вторую тарелку вакуумной колонны К-5. Вакуумная колонна оборудована 12-ю клапанными тарелками, в том числе в отгонной части две тарелки. Сверху вакуумной колонны газы разложения и пары углеводородов с температурой 190-200 С поступает в водяной конденсатор КВ-1. Сконденсировавший нефтепродукт из КВ-1 стекает в барометрическую емкость, а несконденсированные газы отсасываются двухступенчатым пароэжекторным насосом.

Конденсат из промежуточных поверхностных конденсаторов пароэжекторного насоса сливается в барометрическую емкость БЕ-1,а несконденсированные газы выбрасываются в печи П-2 для дожига.

С 8-ой тарелки вакуумный газойль с температурой 280 С отбирается насосом и прокачивается через теплообменник Т-1/9 где отдает тепло второму потоку обессоленной нефти. После Т-1/9 часть вакуумного газойля температурой 160-170 С возвращается через холодильник воздушного охлаждения ВХК-4 на верхнюю тарелку колонны К-5 в качестве циркуляционного орошения, а избыток газойля выводится в емкости и в последствии в обратный нефтепровод.

Гудрон с температурой 360-400 С с низа колонны К-5 насосом прокачивается через теплообменник Т-1/1, где отдает тепло сырой нефти и с температурой 150-180 С направляется по "жесткой" схеме в окислительную колонну К-1.

Часть гудрона после теплообменника Т-1/1 с температурой 240-255 С возвращается в низ вакуумной колонны для снижения температуры.

Окислительная колонна К-1 представляет собой пустотелый вертикальный аппарат. Вход гудрона в колонну осуществляется ниже рабочего уровня битума в колонне. После указанного клапана-регулятора смонтирован клапан-отсекатель прекращающий подачу воздуха в колонну при срабатывании блокировки по одному из параметров: повышение содержания свободного кислорода в газах окисления более 4%, повышение температуры битума внизу колонны выше 275 С, понижение уровня в колонне ниже 10%.

Газы окисления сверху окислительной колонны К-1 выводятся в газосепаратор ГС-1, где происходит отделение газовой фазы от жидкости. Из сепаратора ГС-1 газы окисления поступают на дожиг в печи П-2, а жидкая фаза -"черный соляр", в ГС-1 выводится в дренажную емкость Е-13.

Битум с низа колонны К-1 с температурой до 260 С насосом откачивается в емкости готового битума Е-15.

Дорожный битум из емкостей Е-15 отгружается потребителю наливом в автоцистерны.

Бензин из емкостей Е-11 насосами подается на наливную эстакаду для налива в автоцистерны. Дизельное топливо подается к наливным стоякам, через счетчики.

3.Рассказ по чертежам. Экология

Произведен расчет вертикально трубчатой печи беспламенного горения с излучающими стенками топки.

Выбран тип панельных горелок ГБП2а-60 производительность 60000 ккал/час.

4.Экономика

Экономический эффект проекта достигается за счет:

• сокращение затрат на топливо;

• сокращение штрафов за выбросы.

5.Вопросы рецензента

1. Указывается центр тяжести проекта и заключается в том, что в место 2-х физически и морально устаревших трубчатых печей сооружается новая современная трубчатая печь, которая позволяет:

• повысить теплотехнические показатели процесса;

• снизить расход топлива за счет установки более совершенных горелок и конструкции печи;

• снизит температуру пламени и дымовых газов, в результате чего сокращение выбросов NO₂ и других веществ.

Кроме того оптимальный нагрев позволяет оптимизировать работу колонны. Ассортимент продукции не меняется, но улучшается качество битума.

2. Я не могу не согласится с мнением рецензента на стр. 123 и 125 приведена калькуляции себестоимости и сделаны выводы о экономическом эффекте проекта.

3. На стр. 124 расчитана экономия средств на штрафах и сокращение затрат на топливный газ.

Содержание

стр.

Реферат

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз».

Стр. 139, Рис. 46, Табл. 35, Черт. 4

Реконструкция, нефть, бензин, соляр, керосин, биткм, технлоогическая схема, трубчатая печь, теплообмен, ректификация, автоматизация, экономический эффект.

Обоснована реконструкция цеха, в связи с необходимостью замены трубчатых печей П-1 и П-3 на одну более производительную.

Выполнены расчеты:

• материальных потоков;

• тепловых и материальных балансов;

• расчет трубчатой печи;

• потбор измерительных приборов и схем автоматизации;

• эколго-экономического эффекта.

Приведены рекомендации, для дальнейшей стабильной работы установки.

Введение

Один чудак из партии геологов

Сказал мне, вылив грязь из сапога:

"Послал же бог на голову нам олухов!

Откуда нефть – когда кругом тайга?

И деньга вам отпущены - на тыщи те

Построить детский сад на берегу:

Вы ничего в Тюмени не отыщите –

В болото вы вгоняете деньгу"

В. Высоцкий

Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности и для удо­влетворения бытовых нужд населения в наш век исключительно велико. Нефть и газ играют решающую роль в развитии экономики любой страны. Природный газ—очень удобное для транспорти­ровки по трубопроводам и сжигания, дешевое энергетическое и бы­товое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего— для двигателей внутреннего сгорания, мазуты — для газовых тур­бин и котельных установок. Из более высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и консистентных смазок. Из нефти вырабатываются также парафин, сажа для резиновой промышленности, нефтяной кокс, многочисленные марки битумов для дорожного строительства и многие другие товарные продукты.

Вторичная переработка нефтяного и газового сырья получила ныне название нефтехимического синтеза. Уже в настоящее время 25% мировой химической продукции выпускается на основе нефти и углеводородных газов. Ближайшие перспективы развития нефте­химической промышленности исключительно благоприятны как по масштабам производства, так и по безграничному разнообразию промежуточных и конечных продуктов синтеза.

К нефтехимической продукции относятся: пластические массы, синтетические каучуки и смолы, синтетические волокна, синтетиче­ские моющие средства и поверхностно-активные вещества, некото­рые химические удобрения, присадки к топливам и маслам, син­тетические смазочные масла, белково-витаминные концентраты, многочисленные индивидуальные органические вещества: спирты, кислоты, альдегиды, кетоны, хлорпроизводные эфиры, гликоли, полигликоли, глицерин и другие, применяющиеся в промышлен­ности, сельском хозяйстве, медицине и в быту.

Все вышесказанное в полной мере относится к проблемам переработки нефти в северных районах России. Одним из нефтеперерабатывающих районов является сургутский нефтеносный район, представляющий из себя крупное подземное поднятие со сводами и впадинами, окружающих его. Около 30 000 квадратных километров приходится на Сургутский свод. На сегодняшний день там разрабатывается более десятка месторождений: Карьунское , Быстринское, Лянторское, Федеровское, Камарьинское, Солкинское, Западно-Солкинское, Вачемское и другие.

Цех (установка) первичной переработки нефти и получения битума (ЦППНиПБ) [1] был заложен в 1981 году в 40 километрах северо-западнее от г. Сургута и предназначался для получения дорожного битума. В 1987 году установка претерпела реконструкцию, так как по выполненному проекту (ВНИПИНефтепромхим г. Казань) на установке были установлены ректификационные колонны: для атмосферной перегонки с 19-ю тарелками (диаметр 1,0 м) и вакуумной перегонки – с 15-ю тарелками (диаметр 1,0 м), что не обеспечивало получения продуктов заданного качества.

В 1991 г. БашНИИ НП была произведена реконструкция цеха по увеличению производительности до 118,8 тыс.т/год нефти (на 18,2% выше проектной), производства битума – 38,0 тыс.т/год (на 12,7% выше проектной), отбора суммы светлых нефтепродуктов – 34% на нефть (33% по проекту) и улучшению их качества.

В 1988 г. НИИГипровостокнефть была произведена реконструкция цеха по режиму работы, что позволило получать на установке дизельное топливо (зимнее и летнее), бензиновую фракцию (для промывки нефтяных скважин), а также повысить качество всех получаемых продуктов.

Сегодня комплексная установка первичной переработки нефти и производства битумов (ЦППНиПБ) предназначена для выработки дорожных битумов из нефти Лянторского месторождения и в небольших количествах битумов строительных марок. Также попутно получают летнее и зимнее дизельное топливо, бензиновую фракцию, которую используют для промывки нефтяных скважин.

В состав установки входят:

1. Блок подготовки нефти к переработке для глубокого обессоливания и обезвоживания нефти.

2. Блок атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

3. Блоки получения окисленных битумов в реакторах непрерывного действия колонного типа и периодического действия в реакторах бескомпрессорного окисления.

4. Емкости для приема и хранения битумов, дизельного топлива, бензиновой фракции, газойлей.

5. Наливная эстакада для отгрузки готовой продукции в автоцистерны.

6. Технологическая воздушная компрессорная.

7. Компрессорная воздуха КИП.

8. Система оборотного водоснабжения включающая в себя градирню и насосы для циркуляции охлаждающей воды.

Целью данного проекта является реконструкция цеха первичной переработки нефти и получения битума.

1.Основы первичной переработки сибирских нефтей. Аналитический обзор

1.1.Характеристика сырья

Нефти различных месторождений и даже в пределах одного ме­сторождения могут значительно отличаться друг от друга по хи­мическому и фракционному составу, а также по содержанию серы, парафина и смол. В разное время предлагались различные хими­ческие, генетические, промышленные и товарные классификации нефтей. В настоящее время действует технологическая классифи­кация нефтей СССР (ГОСТ 912—66). Согласно этой классифи­кации все нефти оцениваются по следующим показателям:

• со­держание серы в нефтях и нефтепродуктах;

• потенциальное со­держание фракций, перегоняющихся до 350 °С;

• потенциальное содержание и качество базовых масел;

• содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или лет­них топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее.

Сырьем установки является сырая нефть которая должна соответствовать требованиям ГОСТ 9965-76 и иметь следующие физико-химические показатели (табл. 1)

Физико-химические показатели нефти. Таблица 1

Классификация нефтей на классы и типы. Таблица 2

В зависимости от массовой доли серы-нефти, от плотности при 20С подразделяют на классы и типы, которые приведены в таб.2.

По содержанию фракций до 350 °С нефти делятся на три типа (Лянторской – 44,7%):

• Т₁—не менее 45%;

• Т₂—30—44,9%;

• Т₃— менее 30%.

По потенциальному содержанию базовых масел все нефти де­лятся на четыре группы (Лянторской – 21%):

• М₁—не менее 25% в расчете на нефть;

• М₂— 15—25% в расчете на нефть и не менее 45% в расчете на ма­зут;

• М₃—15—25% в расчете на нефть и 30—45% в расчете на мазут;

• М₄—менее 15% в расчете на нефть.

Кроме того, все нефти делятся по качеству базовых масел, оце­ниваемому индексом вязкости, еще на две подгруппы (Лянторской – 79):

• И₁ — индекс вязкости выше 85;

• И₂ — индекс вязкости 40—85.

По содержанию парафина нефти делятся на три вида (Лянторской – 2,4%):

• П₁—мало парафиновые (не выше 1,5%);

• П₂—парафиновые (1,51—6,0%);

• П₃—высоко парафиновые (более 6%).

Кроме того, указывается для каждого вида, какие продукты можно получать без депарафинизации или с применением депарафинизации. Так, из нефти, отнесенной к виду П₁ можно получать реактивное топливо, дизельное зимнее топливо и дистиллятные базовые масла без депарафинизации.

Краткая характеристика некоторых нефтей СССР. Таблица 3

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. Так например, Лянторская нефть получает шифр IIТ₂М₃И₂П₂.

Физико-химическая характеристика Лянторской нефти. Таблица 4

Фракционный состав и физический свойства сырья. Таблица 5

По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациональных путях ее переработки и о, возможности замены ею ранее применявшейся нефти в данном технологическом процессе.

В табл. 3 приводится выборочный справочный материал, ха­рактеризующий некоторые промышленные нефти СССР.

В качестве исходных данных для расчетов при проектировании установки первичной переработки нефти и получения битума были использованы следующие физико-химические показатели, фракционный состав и физические свойства Лянторской, нефти приведенных в табл.3, табл.4.

1.2.Нефтепродукты

Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает более 500 различных нефтепродуктов [4].

Среди них прежде всего следует выделить основные группы, резко различающиеся по составу и свойствам:

I—жидкое топли­во;

II—смазочные и специальные масла;

III—консистентные смазки;

IV—парафины и церезины;

V—битумы;

VI—сажа;

VII— нефтяной кокс;

VIII — нефтяные кислоты и их соли;

IX—присад­ки к топливам и маслам;

X—прочие нефтепродукты (осветитель­ные керосины, растворители, ароматические углеводороды, смазочно-охлаждающие жидкости и др.).

Остановимся вкратце на назначении и ассортименте некоторых нефтепро­дуктов из этих групп.

1.2.1.Карбюраторное топливо

Карбюраторное топливо—авиационные и автомобиль­ные бензины, тракторный керосин — для двигателей с зажиганием от искры [5].

Авиационные бензины представляют собой смеси бензинов пря­мой гонки, каталитического крекинга и высокооктановых компо­нентов (алкилбензол, технический изооктан и другие) с добавкой антидетонационных и антиокислительных присадок. Выпускаются следующие марки: бензин БА, Б-100/130², Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (без ТЭС³). Их фракционный состав 40—180°С.

Автомобильные