Проект газоперерабатывающего завода

 

 
Аннотация

 

Данный дипломный проект промысловой установки первичной  переработки содержит разделы: введение, технико - экономическое обоснование, технологические решения, системы  управления химико - технологическим  процессом, строительные решения, безопасность и экологичность проекта, заключение, список используемой литературы и приложения.

В разделе "Технико - экономическое  обоснование" приводится основные экономические  показатели проектируемой установки  первичной переработки нефти.:

1. Прибыль от реализации, тыс. руб. – 35900,7;

2. Рентабельность производства, % - 18,17;

3. Рентабельность продукции, % - 28,6.

4. Срок окупаемости,  лет - 5

Раздел "Технологические решения " включает в себя: теоретические  основы процесса атмосферной перегонки и процесса обессоливания нефти, разработку технологической поточной схемы переработки нефти, характеристику установок по переработке нефти, технические требования на готовую продукцию, материальный баланс НПЗ, расчет опытного блока обессоливания нефти.

В разделе "Системы  управления химико - технологическим процессом" сделан выбор и обоснование параметров автоматического контроля, регулирование, управления и сигнализации.

Раздел "Строительные решения " иллюстрирует конструктивные решения зданий и сооружений, размещения оборудования и генерального плана установки и завода в целом.

В разделе "Безопасность и экологичность проекта" рассмотрены  вопросы: опасных и вредных производственных факторов, характеристики опасности  проектируемой установки, безопасности производственной деятельности, производственной санитарии и гигиены труда, противопожарные мероприятия и экологичность проекта.

Объем пояснительной  записки 155 страницы;

Вся сводная информация сведена в таблицы. Количество таблиц 51.

При разработке проекта использовано 47 источников литературы.

Графические листы содержат: электрокоалесцер-дегидратор, технологические схемы установок «Хай-Тек 20000», «Хай-Тек 10-30» и опытного блока обессоливания нефти, генеральный план ОПМНК, автоматизация опытного блока обессоливания, схема расположения оборудования ОБОН, плакат с экономическими показателями.

 

Содержание:

Введеиие	7
1.Технико-экономическое обоснование	8
2.Технологические решения	9
2.1.Теоретические основы процесса	9
2.1.1.Индексация нефти и ее связь с технологией переработки	9
2.1.2.Физико - химические основы обессоливания и обезвоживания	13
2.1.3.Основные факторы, определяющие выход и качество обессоливания нефти	17
2.1.4.Физические основы дистилляции нефти на фракции	22
2.1.5.Выбор и основные схемы переработки нефти	25
2.2.Характеристики исходной нефти	27
2.3.Обоснование выбора варианта и технологической схемы перегонки нефти	30
2.4.Характеристика установок по  переработке нефти	32
2.4.1.Опытный блок обессоливания нефти (ОБОН)	32
2.4.1.1.Описание технологической схемы	33
2.4.2.Установка «Хай- Тек 20000»	36
2.4.2.1.Описание технологической схемы	38
2.4.3.Установка «Хай- Тек 10-30»	44
2.4.3.1.Описание технологической схемы	45
2.5.Технические требования на  готовую продукцию	51
2.6.Материальный баланс опытно-промышленного малогабаритного нефтеперерабатывающего комплекса (ОПМНК)	54
2.7.Расчет сырьевого парка НПЗ	55
2.7.1.Расчет резервуаров хранения сырой нефти	55
2.7.2.Расчет производственного энергопотребления	55
2.7.3.Потери нефтепродуктов	56
2.8.Расчёт блока обезвоживания и обессоливания	57
2.8.1.Расчёт сырьевой смеси	57
2.8.2.Расчёт теплообменников для нагрева исходной смеси	59
2.8.3.Расчет теплообменника для нагрева свежей воды	66
2.8.4.Расчет холодильника для оборотной нефти	68
2.8.5.Материальный баланс опытного блока обессоливания нефти (ОБОН)	70
2.8.6.Подбор смесителей	71
2.8.7.Расчет системы вертикальных цилиндрических электродегидраторов непрерывного действия	72
2.8.7.1 Описание конструкции электрокоалесцера-дегилратора	73
2.8.7.2 Описание работы электрокоалесцера-дегилратора	73
2.8.8.Подбор емкостей	74
2.8.9.Подбор насосов	75
2.9.Выбор основного технологического оборудования	76
3.Системы управления химико  – технологическим процессом	80
3.1.Выбор и обоснование параметров  автоматического контроля, регулирования, управления и сигнализации	80
3.2.Выбор и обоснование приборов и средств автоматизации	82
4.Строительные решения	90
4.1.Общие сведения о природных и инженерно-геологических условиях площадки	90
4.1.1 Характеристика грунтов площадки строительства	90
4.2.Принципиальные конструктивные решения	91
4.3.Конструктивные решения зданий и сооружений	94
4.4.Мероприятия по гидроизоляции и защите  от коррозии  и проникновения нефтепродуктов в грунт	97
4.5.Отопление и вентиляция	97
4.6.Генеральный план и транспорт	98
5.Безопасность и экологичность  проекта	101
5.1.Анализ опасных и вредных  производственных факторов проектируемого производства	101
5.2. Оценка воздействия опасных  факторов в результате аварии	106
5.3. Общая характеристика опасности проектируемого производства.	108
5.4.  Производственная  безопасность	110
5.4.1. Организация службы охраны  труда на предприятии	110
5.4.2. Технические мероприятия  по созданию безопасных условий  труда	112
5.4.3.Автоматизация технологического процесса	113
5.4.4.Защита от вредных выделений газов, паров и пыли	114
5.4.5.Электробезопасность.	114
5.4.6.Защита от статического электричества	115
5.4.7.Молниезащита	117
5.5.Производственная санитария	117
5.5.1.Защита от теплового баланса организма	117
5.5.2.Защита от шума и вибрации	118
5.5.3.Защита органов зрения от перенапряжения	119
5.5.4.Обеспечение санитарно-бытовыми помещениями	119
5.5.5.Водоснабжение	120
5.5.6.Организация питания	121
5.5.7.Пожарная безопасность	121
5.6.Экологическая безопасность.	123
5.6.1.Охрана атмосферного воздуха	123
5.6.2.Охрана естественных  водоемов и рациональное использование  водных ресурсов.	124
5.6.3.Охрана почв и грунтовых вод	125
5.6.4. Благоустройство  и озеленение санитарно-защитной зоны и территории предприятия	125
5.7. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях	127
6.Основные технико-экономические  показатели проекта	132
6.1 Планирование производства	132
6.1.1.Режим работы установки,  эффективный фонд работы оборудования	132
6.1.2.Расчёт производственной  программы	133
6.2. Расчет стоимости  основных производственных фондов	134
6.2.1 Расчет  стоимости  зданий	134
6.2.2. Расчёт стоимости  технологического оборудования, транспортных  средств, инструмента и инвентаря	135
6.3. Расчет численности  персонала	136
6.3.1. Расчёт численности  рабочих	136
6.4. Расчет фондов заработанной  платы персонала.	141
6.4.1. Расчёт фонда зарплаты  рабочих	141
6.4.2 Расчёт фонда зарплаты  цехового персонала	143
6.5. Планирование себестоимости продукции	144
6.5.1. Расчёт сметы расходов  по содержанию и эксплуатации  оборудования.	144
6.5.2. Расчёт сметы цеховых  расходов	145
6.6. Расчет себестоимости  продукции	145
6.7. Планирование прибыли	147
6.7.1. Расчёт прибыли  от реализации продукции	147
6.7.2. Расчёт эффективности  производства	147
6.8.Выводы	150
7.Заключение	151
8.Список используемой  литературы	152

 

 

 Введение

 

Республика Саха (Якутия) является одним из наиболее перспективных  на нефть и газ, и в тоже время  наименее изученных, регионов России. При общей площади территории республики 3100 тыс. км², площадь наиболее перспективных на нефть и газ земель Западной Якутии превышает 1500 тыс. км². На ее территории пробурено всего 1019 глубоких скважин общим метражом 2,411 млн. пог. м. Средняя плотность бурения составляет всего 1,58 м/км² перспективной территории, а изученность сейсморазведкой 0,14  пог.км/км².

Начальные прогнозные ресурсы углеводородов  территории Якутии составляют 12,421 млрд. т. УУВ, в том числе свободного газа - 9,422 трлн. м³, нефти - 2,394 млрд. т. (извлекаемые), конденсата - 0,409 млрд. т. (извлекаемые).

Все разведанные запасы нефти сосредоточены  на юго-западе республики. По 12 газонефтяным и нефтегазовым месторождениям извлекаемые  запасы нефти категорий С₁ и С₂  учтены в Госбалансе РФ в количестве 295 млн. т. По категории С₁ они составляют 186 млн.т (63%), то есть это запасы, подготовленные к промышленному освоению. Из них более реальной является цифра 164 млн.т., именно она утверждена Государственной комиссией по запасам. Эти запасы практически сосредоточены на трех месторождениях, находящихся сегодня в разработке: Талаканском, Среднеботуобинском и Иреляхском.

В Республика Саха (Якутия) поставляются нефтепродукты только в летний период времени водно-транспортным путем - это обуславливает нехватку нефтепродуктов (а точнее дизельного топлива) в регионе.

Задание данного проекта  предусматривает переработку Талаканской нефти. Эта нефть малосернистая, малопарафинистая с высоким содержанием светлых фракций, выкипающих до 360⁰С. Завод необходимо проектировать по схеме топливного варианта.

Целью данного проекта  является выбор аппаратов для  первичной переработки нефти. Завод  должен работать по топливному варианту, производительностью 50 тыс. тонн в год.

После обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется атмосферная перегонка нефти на установках «Хай-Тек 20000» и «Хай-Тек 10-30». Атмосферная перегонка предназначена для разделения нефти на фракции.

 

Технико-экономическое обоснование

 

Выбор точки строительства  нефтеперерабатывающего завода зависит от ряда факторов, главный из которых - потребность близлежащих районов в нефтепродуктах. Разумеется, желательно, чтобы вблизи завода имелись источники сырья - нефти.

Строительство мини завода предлагается в п. Витим мощностью 50 тыс.тонн для удовлетворения собственных нужд нефтедобыващего предприятия и обеспечения п.Витим и Пеледуй котельным топливом является наиболее эффективным и экономически выгодным.

  Как показали расчеты экономической оценки строительства мини-нефтеперерабатывающих установок в Республике Саха (Якутия),  наиболее эффективным является размещение их на промыслах, на конце нефтепровода и в крупных населенных пунктах с хорошо доступной транспортной схемой и наличием емкостного парка.

Задание данного проекта  предусматривает переработку Талаканской нефти. Следует отметить, что малотоннажная переработка представляет собой прямую перегонку нефти с производством бензиновой фракции, дизельного топлива и мазута. Полученная бензиновая фракция характеризуется низким октановым числом порядка 45-47 единиц. Доведение ее до товарного бензина А-76 путем вторичной переработки для малых объемов экономически не оправдано. Использование присадок, производимых в России и за рубежом позволяет увеличить октановое число лишь на 8-12 пунктов. Полученную в результате такой переработки бензиновую фракцию можно использовать как растворитель для чистки емкостей под нефтепродукты, направлять на дальнейшую переработку на ближайший НПЗ, добавив присадки использовать как моторное топливо для внедорожной техники.

Таким образом, целесообразность строительства мини-установок в  том или ином населенном пункте должна решаться  в каждом конкретном случае отдельно, с учетом реализации не только мазута, дизельного топлива, моторного топлива, но и решения проблемы сбыта и применения бензиновой фракции.

В настоящее время  в Республике нет четко разработанной  концепции развития малотоннажной переработки нефти и газа. Для ее определения целесообразно привлечение науки для разработки оптимизационной модели размещения нефтегазоперерабатывающих объектов в Республике Саха (Якутия) с учетом топливно-энергетического баланса, результатом которой должно явиться определение очередности строительства и пунктов размещения объектов переработки нефти и газа в период ОПЭ месторождений и в период их промышленной эксплуатации. 

2 Технологические решения

2.1 Теоретические основы  процессов

         2.1.1 Индексация нефти и ее связь  с технологией  

                  переработки

 

Нефть представляет собой сложную  смесь органических соединений. В ее составе обнаружены сотни углеводородов различного строения, многочисленные гетероорганические соединения. Основные химические элементы, из которых состоит нефть- углерод (83-87%, масс.) и водород (11,5-14%, масс.), а также азот, кислород, сера.

По единой классификации всех видов  природных энергоносителей, все  нефти делят на 4 категории в  зависимости от признака - агрессивное  состояние, плотность, вязкость:

-легкие, с плотностью 870 кг/м3 ,

-средние, с плотностью 870-920 кг/м3,

-тяжелые, с плотностью 920-1000 кг/м3,

-сверхтяжелые, с плотностью выше 1000 кг/м3, а вязкость не превышает  10Па*с.

Талаканская нефть с  плотностью 846,4 кг/м3 относится к  легким нефтям.

Все системы определения критериев  нефти по основополагающим признакам  классификации относят к трем группам – химические, геохимические, технологические.

Химические классификации основываются на различиях химического состава  нефти или их фракций.

Физико-химические параметры классификации.

Плотность:

-очень  легкие нефти (p₄ ²⁰<0,8),

-легкие нефти (p₄²⁰=0,8-0,84),

-средние  нефти (p₄²⁰=0,84-0,88),

-тяжелые  нефти (p₄²⁰=0,88-0,92).

Содержание светлых  фракций, выкипающих до 360⁰С:

-с  низким содержанием (до 25% масс.),

-средним  содержанием (25-50%),

-высоким  содержанием (50%-75),

-весьма высоким содержанием (75-100%).

Содержание серы:

-малосернистые  (содержание S=0,5%),

-средней  сернистости (0.5-1%),

-сернистые  (1-3%),

-высоко  сернистые (>3%).

Содержание смолисто- асфальтеновых веществ:

-малосмолистые ( до 10% масс. асфальтосмолистых),

-смолистые (10-20%),

-высокосмолистые  (20-35%).

Содержание твердого парафина:

-малопарафинистые (до 5% масс.парафина),

-парафинистые (5-10%),

-высокопарафинистые (>10%).

 

Таблица 2.1 - Классификация по углеводородному  составу (16 классов).

Класс нефти	Содержание, % (масс.)
	ал- ка- ны	циклоалканы	арены
Ароматическая	2  0-25	0-25	50-75
Существенно- ароматическая			75-100
Ароматически- нафтеновая		25-50	25-50
Нафтено- ароматическая			50-75
Нафтеновая		50-75	0-25
Ароматически- нафтеновая			25-50
Существенно- нафтеновая		75-100	0-25
Ароматически- метановая	25-50	0-25	25-50
Метано- ароматическая			50-75
Нафтено- метановая		25-50	0-25
Ароматически-нафтенометановая			25-50
Метано-нафтеновая		50-75	0-25
Метановая	50-75	0-25	0-25
Ароматически- метановая			25-50
Нафтено- метановая		25-50	0-25
Существенно- метановая	75-50-7550-7550-7550-7550-7550-75 50    75-100	0-25	0-25

 

Талаканская нефть, по химической классификации, относится к средней нефти с высоким содержанием светлых фракций, выкипающих до 360⁰С, малосернистой, малосмолистой, малопарафинистой.

Геохимические классификации имеют  в своей основе теории нефтеобразования. Формирование нефти, как химического  вещества, в недрах Земли связано, с одной стороны, с природой (химическим составом) материнского вещества, из которого началось нефтеобразование, а с другой стороны с воздействием внешних факторов (температура, давление, присутствие химически активных горных пород).

Таких классификаций несколько. Наиболее законченная- геохимическая классификация по А.А.Петрову. В ней исходными позициями является содержание в нефти реликтовых углеводородов, т.е. соединений, общих по своему химическому строению с органическим нефтематеринским веществом. Они считаются в этом случае как бы биологическими метками нефти, например: изопреноидные алканы отС₁₄Н₃₀до С₂₅Н₅₂. Деление нефти по группам ведется на основе их соотношений с алканами нормального строения на 4 типа: А¹, А², Б¹, Б².

        Тип нефти            К_i                   i_ф                П_ф

А¹                     0,95-2,5          0,2-20         4-70

А²                     2,5-100             3-20         0,1-6,0

Б¹                          -                  0,1-15           -

Б²                          -                  0,1-15            -

К_i, i_{ф ,} П_ф –критерии количественной оценки типов нефти.

        К_i=I/П,

        i_ф =П/N_ф,

        П_ф=i/N, где I-сумма высот пиков тетраметилпентадекана С₁₉Н₄₀ и тетраметилгексадекана С₂₀Н₄₂ по хроматограмме нефти;

        П- сумма высот пиков нормального гептадекана С₁₇Н₃₆ и нормального октадекана С₁₈Н₃₈ по той же хромотограмме;

        N_ф-циклоалкановый фон хроматограммы неразделенных углеводородов, на котором проявляются пики I и П.

Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели. В их основу положены 5 признаков, имеющих значение для технологии переработки нефти, согласно ГОСТ 912-66(ОСТ38.1197-80):

-содержание серы (класс нефти),

-содержание  светлых фракций до 350⁰С (тип нефти),

-потенциальное содержание базовых  масел (группа нефти),

-качество масел по индексу  вязкости (подгруппа нефти),

-содержание твердых парафинов  (вид нефти).

По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:

Таблица 2.2 - Класс нефти

	Содержание серы, % (масс.)
	Нефть	Бензин (н.к.-1800С)	Авиационный керосин (120-2400С)	Дизельное топливо (240-3500С)
1(малосернистая)	<0.5	<0.1	<0.1	<0.2
2(сернистая)	0.51-2.0	<0.1	<0.25	<1.0
3(высокосернис-тая)	>2.0	<0.1	>0.25	>1.0