Проект газоперерабатывающего завода Мастахского местрождения

 

Раствор деэмульгатора  нефтяных эмульсий готовят на центральном реагентном хозяйстве завода и используют на блоке ЭЛОУ для разрушения нефтяных эмульсий типа "вода в нефти".

Раствор деэмульгатора  должен соответствовать требованиям, указанным в таблице 2.15

 

Таблица 2.14- Характеристика сырья, вспомогательных материалов.

Наименование сырья, материалов, полупродуктов	Государственный или отраслевой стандарт, СТП, технические условия	Показатели качества, обязательные для проверки	Регламентируемые показатели
Нефть сырая	По паспорту поставщика	1. Концентрация хлористых солей,мг/дм3 2. Содержание воды  в нефти, % масс.	до 1000   до 1,0
Натр едкий (чешуированный)	ГОСТ 2263-79	1. Массовая доля едкого  натра, %, не менее	98,5
Азот газообразный технический	ГОСТ 9293-74* изм.3	Принимается по паспорту поставщика
Деэмульгатор нефтяных эмульсий " Геркулес-1017"	ТУ 38.401-58-225-98	1. Плотность при 20°С, г/см3 2. Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/c, не более 3.Температура застывания, °С, не выше	0,920+0,015       20,0     минус 50
Уголь активированный АГ-3	ГОСТ 20464-75	1. Суммарный объем  по влагоемкости, см3/г 2. Динамическая активность  по бензолу, мин, не менее	0,8-1,0     40,0
Керамзит М-500	ГОСТ 9757-90	1.Фракция, мм 2.Марка по прочности,  не менее
Коагулянт для установки  очистки соленых стоков: алюминия сульфат технический очищенный	ГОСТ 12966-85 с изм.1,2	1.Массовая доля оксида алюминия, %, не менее 2.Массовая доля нерастворимого  в воде остатка, % не более	15,0     0,7
Вода свежая из р.Лена	-	РН прозрачность	8,7 30

 

Таблица 2.15 -Характеристика получаемой продукции.

Наименование изготовляемой  продукции.	Номер госу-дарствен-ного стандарта, технических условий, стандарта предприятия.	Показатели качества, обязательные для проверки.	Норма по ГОСТ, ТУ	Область применения изготовляемой продукции.
1	2	3	4	5
Углеводородный газ	СТП предприятия	Выход от нефти, % (масс.) Состав ,% мольн. С1-С4 С2Н2 С4Н10 С5Н12 С6Н14	3.5   86.0    35 37 14.0 14.0	Используется в качестве топлива в печи уста-новки.
Мазут	СТП предприятия	Температура вспышки  в открытом тигле, оС, не ниже	80	Используется в качестве коте-льного топлива для нужд региона.
Прямогонный бензин	СТП предприятия	Выход от нефти, % (масс.) Плотность при 20 оС,кг/ м3 Содержание серы, %(масс) Меркоптанов, % (масс.) Октановое число Фракционный состав, % об. температуре, оС начало кипения                10% об.                50% об.                90% об.                конец кипения	12,6 0,695 0,002 0 45-47     40 70 100 140 160	Используется в качестве топ-лива для вне-дорожной тех-ники, как ком-понент товар-ного бензина при компаунди-ровании или как сырье для вто-ричных процес-сов нефтепере-работки
1	2	3	4	5
Дизельное топливо.	ГОСТ 305-82	Выход от нефти, % (масс.) Цетановое число, не менее Массовая доля серы ,%, не более  Летнее диз. топливо. 50% перегоняется при  температуре оС,не выше 96% перегоняется при  температуре оС,не выше  Температура застывания оС, не выше Температура помутнения оС, не выше Температура вспышки  в закрытом тигле оС, не ниже Плотность при 20 оС, кг/м3, не более	37,4 45  0.2     280   360   -10   -5   40   860	Использует-ся для нужд Ленского улуса в качестве топлива  для дизельных двигателей.
Дизельное топливо.	ГОСТ 305-82	Зимнее диз. топливо. 50% перегоняется при  температуре оС,не выше 96% перегоняется при  температуре оС,не выше  Температура застывания оС, не выше Температура помутнения оС, не выше Температура вспышки в закрытом тигле оС, не ниже Плотность при 20 оС, кг/ м3, не более	280   340   -35   -25     35   840	Использует-ся для нужд Ленского улуса в качестве топлива  для дизельных двигателей.

 

 

2.6  Материальный баланс опытно-промышленного малогабаритного нефтеперерабатывающего комплекса (ОПМНК)

 

 

Таблица 2.16 -Материальный баланс ОПМНК

№	Наименование	% масс.	т/год
1	2	3	4
1.	ОБОН Взято: Нефть сырая Получено: Нефть обессоленная Вода пластовая, соли	100,0   99,109 0,920	50000,0   49554,3 459,8
	Всего:	100,0	50000,0
2.	“Хай - Тек  20000” Взято: Нефть обессоленная Получено: Топливный газ Бензиновая фракция Дизельное топливо Мазут	100   1,3 6,3 38,1 54,3	20000,0   260 1260 7620 10860
	Всего:	100,0	20000,0
3	“Хай - Тек  10-30” Взято: Нефть обессоленная Получено: Топливный газ Бензиновая фракция Дизельное топливо Мазут	100   3,5 12,6 37,4 46,5	30000,0   1050 3780 11220 13950
	Всего:	100,0	30000,0

 

 

2.7. Расчет сырьевого парка НПЗ

2.7. 1 Расчет резервуаров  хранения сырой нефти

 

Для хранения запаса сырой нефти необходим парк хранения. Число резервуаров определяется производительностью установки ОБОН. Но из-за климатических условий и наличия неподалеку Витимской нефтебазы проектирование отдельного парка хранения не выгодно как с технологической так и с экономической точек зрения. Однако для летнего периода работы установки предусмотрен один резервуар хранения нефти. Номинальные объемы резервуара для хранения нефти находим из объема годовых поставок сырой нефти, указанных в задании на проектирование. Эти величины соответствуют семидневным значениям плановых поставок с учетом коэффициента заполнения резервуаров (85%) и условной плотности нефти (0,8464кг/м3). В качестве резервуаров хранения планируем использование рекомендованных в СНиП 2.11.033-93 наземных резервуаров по ГОСТ 1510-84 с плоским днищем и стационарной крышей.

Расчетный   номинальный   объем   резервуара   хранения   сырой нефти:

V=50000/( 1000*0.85*0.8464 )=1053,0 м³

Принимаем один резервуар V =50 м³ ,Н=7,54м , Д=3 м

 

2. Расчет производственного энергопотребления

 

Основной    статьей    энергозатрат    сырьевого    парка    НПЗ    на перекачивание  нефти насосными агрегатами сырьевых насосных.

Расчет годового энергопотребления  насосных агрегатов сырье ж насосных нефти проводим исходя из общего годового объем вступления на НПЗ сырой нефти. Сырьевая насосная снабжена однотипным насосным оборудованием, а именно насосными агрегатам ТКА 32/125 производительностью Q=18 м3/ч, Н=125 м.ст.ж., которые снабжены электродвигателями с установочной мощностью ВА16052 N=32кВт взрывозащита 1ЕхdIIВТ4:

50000/0,8464/18*32=105044,78кВт*ч

Электроснабжение ОБОН предусмотрено двумя питающими  линиями от магистрального распределительного пункта ЗШРМ, размещенного в РУ-0,4 кВ объекта 23.

Предусмотрено резервное  питание от II секции щита низкого напряжения подстанции ПС 35/0,4 кВ через РУ-0,4 кВ объекта 23.

Принято стандартное  напряжение 0,4/0,23 кВ, 50 Гц.

 

 

3. Потери нефтепродуктов

 

При транспортировке  и хранении нефти возможны потери от испарения. Для нефти основными  являются потери от испарения.

Потери от испарения  происходят при хранении, заполнении, опорожнении резервуаров и транспортных емкостей, а также при транспортировке  нефти.

Причины потерь от испарения - высокие значения давления насыщенных паров нефти и, как следствие, переход легких фракций в газовую фазу. Испарение увеличивается при повышении температуры поверхности нефти или понижении давления в газовом пространстве резервуаров.

В течение суток резервуар  поглощает энергию солнечного излучения, в результате чего температура и давление в газовом пространстве повышается до величины, на которую рассчитан клапан. После этого клапан открывается и паровоздушная смесь выходит в атмосферу, то есть происходит "малое дыхание".

"Большое дыхание" - это процесс вытеснения паровоздушной жив атмосферу при наполнении резервуаров и транспортных емкостей нефтью.

Потери от "больших  дыханий" определяются количеством  паров в вытесненной паровоздушной  смеси.

Основная доля потерь (от 60 до 80%) при транспортировке и  хранении приходится на резервуары.

В сырьевом парке происходят потери от испарения (до 75% всех потерь), утечек, смешения и аварий.

Потери нефтепродуктов в сырьевом парке на испарение («большое»  и «малое» дыхание емкостей) находим  для сырьевого парка хранения сырой нефти.

Принимаем при коэффициенте оборачиваемости равном 2,9 для резервуаров с номинальным объемом 50 м³, что годовые потери на испарение от «больших и малых дыханий» (т/год) составляют 0,0725 % от номинальных объемов резервуаров, что составит:

50/100*0,0725=0,03625 т/год.

 

 

 

2.8 Расчет блока обезвоживания  и обессоливания [1,6]

2.8.1 Расчет сырьевой  смеси

 

На прием сырьевых насосов поступает  смесь, состоящая из сырой нефти, солевого раствора, свежей воды и оборотной  нефти.

Температура компонентов смеси:

сырая нефть 30°°С,

солевой раствор 40°°С,

свежая вода 60°°С,

оборотная нефть 45°°С.

 

Плотность:

а) сырая нефть

= 1000*(0.8464-0.00077(10-20)=854.1 кг/м³;

где - плотность (кг/м³) при любой температуре;

- средняя температурная поправка  относительной плотности на 1К;

 относительная плотность нефти при 20°°С.

б) плотностью солевого раствора при  40°°С условно будем считать плотность воды при 40°°С.

в) плотность оборотной нефти при 45^оС:

1000*(0.8464-0.00077(45-20)=827.4 кг/м ³;

 

Массовые расходы  компонентов смеси:

а) сырая нефть:

на установку поступает 50 тыс. т/год. В плановом периоде – 365 календарных дней, что соответствует 8760 часам. Из них 8000 часов календарное.

50000:8000=6.25 т/ч=6250 кг/ч;

б) солевой раствор:

на основании разработанных  технологий принимаем, что объемный расход солевого раствора равен  73853 м³ /ч, а массовый определим как:

G = V* = 73853*988 = 74.75 кг/ч;

где - плотность вещества, кг/ м³ ;

V - объем вещества, м³.

в) свежая вода:

массовый расход свей свежей воды: 6045620:8000=756.31 кг/ч ; что составляет 12%% на нефть, поступающую на вторую ступень электродегидраторов.

На вторую ступень электродегидраторов  должно поступать воды от 5-10%%. Учитывая эти отношения, 2%% свежей воды, т.е. 151.26 кг/ч направляем на прием сырьевых насосов.

г) оборотная нефть:

условно принимаем, что на 1л сырьевого  раствора приходится 120мг нефтепродуктов. Количество солевого раствора 2548.54 т/год = 3185.67 кг/ч. Общее количество нефтепродуктов составляет 0.372 кг.

Общий расход смеси:

G_см=G_сыр.н.+G_с.р.+G_об.н+G_{св.вода}=6250+74.75+151.62+0.372 = 6476.74 кг/ч;

Процентное содержание компонентов  смеси:

сырая нефть 96.5%%

cолевой раствор 1.15%%;

свежая вода 2.34%%;

оборотная нефть 0.006%%.

Массовые доли компонентов смеси:

сырая нефть 0.965;

cолевой раствор 0.0115;

свежая вода 0.0234;

оборотная нефть 0.00006;

 

Плотность смеси:

Плотность смеси рассчитываем по правилу  аддитивности объемов компонентов  смеси

1/ = ;

где массовая доля и плотность i-го жидкого компонента.

1/ =0.965/854,1+0.0115/988+0.0234+0.00006/827,4=0.00123

=813.01кг/м³;

 

Температура смеси:

Температуру смеси рассчитываем по правилу аддитивности температур компонентов смеси

1/ = ;

1/ =0.965/10+0.0115/40+0.0234/60+0.00006/45=0.0972

=10.3⁰С.

Характеристика исходной смеси:

массовый расход   G = 6476.74 кг/ч;

плотность    rr = 813.01кг/м³ ;

температура   t = 10,3°°С;

объемный расход  V = G/rr = 7.96637 м³/ч.

 

 

2.8.2 Расчет теплообменников для нагрева исходной смеси

 

Первый этап:

Сырая нефть нагревается сетевой водой:

Т_н = 312⁰С;

Т_к = 212⁰С.

G = 11220т/г=1402.5 кг/ч;

= 1000*(0,8552– 0,0007*(312 – 20)) =

= 635.6кг/м³;

V=G/ = 1402.5/635.6=2.21 м³/ч.

Плотность теплоносителя при 20°°С рассчитываем по средней температуре кипения фракций

Т_ср = (350+230)/2 = 290^ОС;

0,722*(290/100)^0,159 = 0,8552 кг/м³;

где А и n – коэффициенты, которые  для малосернистых равны 0,722 и 0.159, соответственно.

+0,0035 = 0,8587кг/м³;

Сырая нефть (исходная смесь):

массовый расход   g = 6476.74 кг/ч;

плотность    rr = 813.01кг/м³ ;

температура   t = 10,3°°С;

объемный расход  V = G/rr = 7.96637 м³/ч.

g₁₀=0.00077*g_10.3=0.00079;

0,81301+0.00079(10.3-20)=0.8053 кг/м³;

0,8053+5*0.00079=0.8092 кг/м³;

Удельные энтальпии горячего потока (h,кДж/кг) и холодного потока (h, кДж/кг) вычисляем по эмпирической формуле Крега :

Начальная и конечная энтальпия  горячего потока – фр. 230-350°°С

= (1,687*312+0,0017*312²)/0,8587^{1/ 2} =

= 746.538 кДж/кг;

= (1,687*212+0,0017*212²)/0,8587^{1/ 2} =

= 468.401 кДж/кг;

Начальная энтальпия холодного  потока сырой нефти:

= (1,687*10,3+0,0017*10,3²)/0,8092^{1/ 2} =

= 19.517 кДж/кг;

Количество тепла, отданное горячим  потоком, составит:

Q_Г = G*(H_Н – H_К) = 1402.5 *(746.538 – 468.401) = 390087.14 кДж/ч ;

С учетом потерь тепла (приблизительно 5%%) количество тепла, полученного холодным потоком, можно найти из теплового баланса

Q_X =0,95*Q_Г =390087.14 *0,95 = 370582.79 кДж/ч ;

С другой стороны, можем написать: Q_X = g*(h_K-h_H), откуда определяем конечную энтальпию h_K холодного потока (нефти):

h_K = h_H +Q_X/g =19.517+370582.79 /6476.74 = 76.73 кДж/кг.

По известным значениям h_K (кДж/кг) и относительной плотности 0,8053 г/см³ используя формулу Крега , находим конечную температуру нефти:

Формула Крега:

Представляем это уравнение  в виде квадратного: