Отчет по практике в АО ‹‹Мангистаумунайгаз››

Основное оборудование секции: реактор Р-201, регенератор Р-202, ректификационная колонна К-201, отпарная колонна К-202/1,2, десорбер К-203, теплообменное и емкостное оборудование, насосно-компрессорное оборудование.

Секция 300. Секция абсорбции и газофракционирования предназначена для абсорбции, стабилизации и фракционирования жирного газа и нестабильного бензина, поступающих с секции каталитического крекинга.

Секция абсорбции  и газофракционирования состоит  из следующих блоков:

блока абсорбции, где осуществляется деэтанизация и  абсорбция жирного газа и нестабильного бензина; процесс абсорбции ведется при пониженных температурах с применением водяного и воздушного охлаждения, что обеспечивает извлечение фракции С3 и выше не менее 80% весовых от потенциала;

блока стабилизации и разделения газовой “головки”, где осуществляется стабилизация нестабильного бензина - насыщенного абсорбента блока абсорбции с получением стабильного бензина и “головки” стабилизации, которая разделяется на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.

Основное оборудование секции: фракционирующий абсорбер К-303, стабилизатор бензина К-304, ректификационные колонны К-305,306, теплообменное и емкостное оборудование, насосно-компрессорное оборудование.

4.1.3 Установка  производства битумов

Установка производства битумов введена в эксплуатацию в 1979 году, состоит из блока вакуумной перегонки мазута и битумного блока, мощностью по битуму 500 тыс. тн/год, запроектирована «Ростгипронефтехимом».

Основное назначение блока вакуумной перегонки мазута - получение гудрона фр.>500° С - сырья для производства битумов методом окисления кислородом воздуха в окислительных колоннах. Боковые погоны фр.< 350° С и фр.350 - 450°С выводятся с установки как компоненты сырья секции гидроочистки вакуумного газойля комплекса КТ-1. Фр.450-500 ° С используется как компонент сырья установки каталитического крекинга. Смесь указанных фракций и каждая фракция в отдельности может использоваться как компонент котельного топлива в схеме завода.

Для повышения  термической стабильности продуктов  и улучшения ректификации мазута процесс проводится под вакуумом (остаточное давление 35-100 мм.рт.ст) с подачей перегретого пара в нижнюю часть вакуумной колонны К-1. Для турбулизации потоков предусмотрена подача пара в сырьевой змеевик.

Битумный блок предназначен для получения непосредственно битумов: строительного, дорожного, кровельного, изоляционного.

В основу технологического процесса положен метод непрерывного прямого окисления гудрона ( фр. > 500°С) в аппаратах колонного типа до заданной марки битума.

Реактор-колонна  представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с расширенной верхней частью, оборудованный маточником для подачи воздуха. Маточник предназначен для более равномерного распределения воздуха по сечению колонны и для улучшения контакта с окисляемым сырьем.

Расширение верхней части колонны выполнено для уменьшения нагрузки по газам и улучшения сепарации. При продувке воздухом подогретого сырья кислород окисляет высококипящие фракции, процесс окисления сопровождается выделением тепла.

Дорожный битум  вывозится по железной дороге бункерами и, битумовозами, кровельный вывозится самовывозом битумовозами, строительный битум затаривается в мешки бесподдонным методом погрузчиками и отгружаются в вагоны или вывозятся самовывозом.

Технологическое оборудование:

Вакуумная колонна-высота 29200мм,17 тарелок, из них 7 клапанных,7 ситчатых, 3 глухих.

Окислительные колонны К-2-6 высотой 32426мм.

Установка оборудована  насосами тип НК-20 шт., поршневыми насосами тип ПДГ-3 шт., поршневые электроприводные тип НР-2шт.

Установка оборудована  котлом-утилизатором марка Г-345П.

4.1.4 Установка  производства серы

Установка производства серы, мощностью 20тыс.тн.серы/год, запроектирована  институтом «Гипрогазоочистка» г.Москва и состоит из двух блоков: блока  регенерации водного раствора моноэтаноламина  и блока получения серы. Блок регенерации водного раствора моноэтаноламина введен в эксплуатацию в 1978году, блок производства серы - в 1979году.

Установка производства серы с блоком регенерации раствора МЭА предназначена для регенерации  водного раствора МЭА и получения элементарной серы из сероводорода, выделившегося при регенерации.

Регенерация водного  раствора МЭА производится кипячением раствора с помощью «глухого»  пара в тарельчатых десорберах. Производительность блока регенерации -380м3/час раствора МЭА.

Для получения  элементарной серы применен 3-х ступенчатый  окислительный процесс с первой термической ступенью и двумя  последующими каталитическими ступенями (метод Клауса). Термическая стадия оборудована котлами-утилизаторами  типа Г-105/300.Ц. Каталитические стадии оборудованы топками, конверторами, конденсаторами-генераторами типа Г-420.

4.1.5 Установка  замедленного коксования

Установка замедленного коксования типа 21-10/9 предназначена  для получения нефтяного кокса. Мощность по сырью- 600 тыс.тн/год, по коксу 120 тыс.тн/год, введена в эксплуатацию в 1986 году.

Кроме кокса  на установке вырабатываются:

жирный газ  коксования, который используется для  топливных нужд завода;

компонент автомобильного бензина;

легкий и тяжелый  газойль коксования вовлекаются  как компонент сырья С-100 КТ-1.

Сырьем установки  служит гудрон фр.>500°С с вакуумных  блоков установок КТ-1 или битумной.

В основу технологического процесса получения кокса заложен  метод термического крекинга гудрона  в коксовых камерах Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 при температуре 460-490°С с последующей ректификацией газов коксования в колонне К-1.

На установке  применяется гидравлическая выгрузка кокса из коксовых камер в две  стадии: бурение центрального ствола и резка.

Схема установки  принята двухпоточной по блоку коксовых камер и однопоточной по ректификации, системе обработки и транспорта кокса. Установка работает непрерывно по блоку ректификации, заполнение камер коксом и выгрузка кокса из коксовых камер производится периодически.

5. Подготовка  нефти к переработке

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) - примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

5.1 Сокращение  потерь при транспортировке и хранении нефти,

стабилизациПотери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» -- выброс воздуха, содержащего испарения  нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров. Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

5.2 Сортировка  нефти

Различные нефти  и выделенные из них соответствующие  фракции отличаются друг от друга  физико-химическими и товарными  свойствами. Так, бензиновые фракции некоторой нефти характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественной характеристики нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

5.3 Выбор направления  переработки нефти

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 три основных варианта переработки нефти:

топливный,

топливно-масляный,

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 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 к минимуму. 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. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

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. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом  нефтехимической продукции и  в связи с этим наибольшим числом технологических установок и  высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.