Проект газоперерабатывающего завода

 

 

 

Таблица 2.10 -Физические свойства сырья и вырабатываемой продукции

	Величина показателя
Наименование показателей	Нефть	Нафта	Дизельное топливо	Мазут
Температура потери текучести  Д97 по ASTM, °F	минус 1,259	-	минус 38,769	75,266
Температура вспышки Д93 по ASTM, °F	37,412	минус 49,335	99,394	279,000
Цетановое число	70,494	-	50,300	-
Анилиновая точка, °F	157,489	130,866	147,176	190,245
Вязкость, сПз: при температуре 37,8°С	2,721	0,273	1,477	28,561
при температуре 98,9°С	0,979	0,171	0,641	4,253
Гравитационный вес API при 15,60°С	36,766	74,893	42,053	25,979
Показатель преломления	1,468	1,382	1,454	1,489
Содержание, %моль:
парафиновых углеводородов	42,540	74,963	44,762	61,380
нафтеновых углеводородов	30,769	22,535	30,470	29,543
ароматических углеводородов	26,691	2,502	24,768	9,077
Кинематическая вязкость при 40°С, сСт	3,140	0,405	1,781	29,352
Массовое соотношение
углерод: водород	6,442	5,352	6,295	-
Фракция дизельного топлива  Д86 по ASTM, °F
10% 50% 90%	229,311 630,830 933,341	106,620 175,770 201,539	316,975 440,271 690,738	633,202 802,018 923,428

 

 

2.3 Обоснование выбора варианта  и технологической схемы перегонки  нефти

 

Схема нефтеперерабатывающего завода определяется потребностью в нефтепродуктах определённого ассортимента, качеством перерабатываемой нефти, стоянием разработки технологических процессов. Решающим фактором является потребность в нефтепродуктах того района, где находится предприятие. Кроме того, балансом производства и потребления нефтепродуктов предусматривается их перевозки с минимумом затрат.

Вариант перегонки нефти  выбирают на основе шифра нефти, и  качества основных нефтепродуктов, получение  которых возможно из заданной нефти.

Талаканская нефть по технологической классификации  нефтей, согласно ГОСТ912-66, имеет шифр: К1.Т2.М2.П1.В1, то есть относится к малосернистым (смотреть таблицу), имеет выход фракций до 350°С 46,5%, имеет потенциальное содержание базовых масел на уровне среднего (тип 2), индекс вязкости базовых масел - ниже среднего значения (фактически 85-87%),содержание парафинов - менее 1,5 ( то есть можно не применять депарафинизацию) .

По классификации Талаканской  нефти видно, что целесообразно перегонять по топливному варианту с получением в атмосферной части светлых топливных фракций (бензин, авиакеросин или зимнее дизтопливо и компонент летнего дизтоплива) и остатка (сырья для получения битума).

3авод имеет в своём  составе установки первичной  переработки - это обессоливание,  обезвоживание нефти, перегонка  на выделение дизельной фракций(арктического, летнего и зимнего дизельного топлив).Газовые потоки, нафта (бензиновая фракция) и тяжёлый остаток - мазут-  выпускается как котельное топливо для печи.В связи с тем, что светлые фракции нефти (до350°С) во всех случаях используются как топливо, то топливный или масляный профиль АТ определяется по группе и подгруппе нефти.

Схема АТ может быть одноколоннй  и двуколонной (с предварительным  отбензиниванием нефти). Выбираем схему дистилляции одноколонного варианта.  

Установка предусматривает организацию производства с максимальной выработкой дизельного топлива.

 

 

Таблица2.11 -Ассортимент получаемой продукции, выход и направление использования

Наименование продукции	Выход на сырье, %масс	Направление использования	Примечание
1. Дизельное топливо	38,1	В качестве топлива для транс-портных средств и дизельных электростанции
2. Мазут	54.3	В качестве нефтяного  топлива, в том числе для печи и котельной
3. Нафта	6,3	В качестве компонента нефтя-ного топлива
4. Топливный газ	1,3	В качестве топлива печи

 

В зависимости от марки  получаемого дизельного топлива (арктического, зимнего или летнего) установка может работать в трех режимах, данные приведены в таблице 2.12.

 

Таблица 2.12 -Выходы получаемой продукции в зависимости от режима работы установки

Наименование продукции	Выход на сырье, % масс
	Режим работы установки
	1	2	3
1. Нафта (бензиновая  фракция)	15	15	15
2. Дизельное  топливо:
- арктическое	25	-	-
- зимнее	-	33	-
- летнее	-	-	40
3. Мазут (нефтяное  топливо)	58	50	43
4. Топливный  газ и потери	2	2	2

 

 

2.4 Характеристика установок по  переработке нефти

2.4.1 Опытный блок обессоливания  нефти (ОБОН).

 

Содержание солеи в  нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие  заводы, обычно составляет 500 мг/л, а  воды-в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию: примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-трубчатых установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив.

 Часть воды в  поступающих на НПЗ нефтях  находится в виде эмульсии, образованной  капельками воды с преобладающим  диаметром 2— 5 мкм. На поверхности  капелек из нефтяной среды  адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты  и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально — колеблется от 0,002 до 0,005 % (масс.) на 1 т нефти.

Разрушая поверхностную  адсорбционную пленку, деэмульгаторы  способствуют слиянию (коалесценции) капелек  воды в более крупные капли, которые  при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120°C), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель.

Наиболее стойкие мелкодисперсные  нефтяные эмульсии разрушаются с  помощью электрического тока. При  воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25—35 кВ. Процессу электрообсзвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы — аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефти - работают при повышенном давлении.

Технологический процесс  обессоливания и обезвоживания  нефти включает стадии:

- нагрев и смешение  сырой нефти с промывной водой  и раствором деэмульгатора;

- I ступень термохимического  обессоливания;

- электрообессоливание;

- II вторая ступень термохимического обессоливания;

- охлаждение обессоленной  нефти;

- приготовление 2%-ного  раствора щелочи, позволяющие эксплуатировать  установку в следующих режимах  работы:

- термохимическое и  электрообессоливание, включающие  все стадии производства (полная схема производства);

- термохимическое обессоливание,  включающее все стадии, кроме  обессоливания;

- электрообессоливание, включающее все стадии, кроме  I и II ступеней термообессоливания.

При эксплуатации установки  в режимах термохимического обессоливания или электрообессоливания не задействованное оборудование должно быть отглушено, опорожнено, промыто и продуто.

2.4.1.1 Описание технологической  схемы.

 

Нагрев и смешение сырой нефти с промывной водой  и 

раствором деэмульгатора

 

Нефть на ОБОН поступает с Витимской нефтебазы одним потоком по трубопроводу Ду50мм с температурой не ниже минус 30°С под давлением до 0,5 МПа. Часть потока направляется в емкость Е-1, а другая часть - в смеситель поз.С-4 для смешения с солеными стоками с целью их охлаждения ~ до 40°С. Смесь нефти и соленых стоков поступает в атмосферную емкость поз.Е-4 для разделения. Заданная температура смеси нефти и соленых стоков поддерживается дистанционно клапанами, установленными на трубопроводах поступления нефти в емкость поз. Е-1 и смеситель поз.С-4.

Нефть отделяется от воды и через перегородку переливается в нефтяной отсек емкости поз.Е-4. Уровень в нефтяном отсеке емкости  поз. Е-4 поддерживается клапаном-регулятором, установленным на трубопроводе поступающей  на ОБОН нефти (после теплообменника поз.Т-4). Уровень воды в Е-4 регулируется клапаном-регулятором, установленным на трубопроводе вывода соленых стоков из Е-4 на очистку.

Другая часть потока нефти направляется в буферную емкость  поз.Е-1, откуда совместно с нефтью из нефтяного отсека емкости поз.Е-4 под гидростатическим давлением поступает на прием насосов поз.Н-1/1,2, которыми подается в блок теплообменников. Заданный расход нефти поддерживается клапаном-регулятором, установленным на байпасном трубопроводе насосов поз.Н-1/1,2.

Сырая нефть в зимнее время нагревается сетевой водой в теплообменнике поз.Т-4, затем в теплообменнике поз.Т-1 - обессоленной нефтью. Окончательный нагрев до 100°С осуществляется в теплообменнике поз.Т-2 водяным паром, поступающим из котельной.

Свежая вода, используемая в процессе обессоливания в качестве промывной, доставляется в автоцистернах, закачивается насосом поз.Н-5 в расходную емкость поз. Е-2, откуда насосом Н-2/1,2 непрерывно подается на смешение с нефтью через теплообменник поз.Т-3, где нагревается потоком обессоленной нефти.

Деэмульгатор и ароматический  растворитель доставляются на ОБОН в  бочках объемом 200л и поочередно закачиваются ручным насосом поз.Н-8 в емкость приготовления раствора деэмульгатора поз.Е-5, где производится их перемешивание в течение 3 часов.

Раствор деэмульгатора  насосом поз.Н-3/1,2 дозируется в нефть  в количестве 5-20 г/т нефти (в расчете  на 100%-ный деэмульгатор).

 

I ступень термохимического  обессоливания.

 

Нефть в смеси с  промывной водой и де эмульгатором поступает в коалесцер поз.Е-7 с насадкой, где происходит слияние мелких капель пластовой воды в более крупные для облегчения последующего отделения пластовой воды с растворенными хлористыми солями.

Далее нефть направляется на первую ступень термохимического обессоливания в отстойник поз.ТР-1 через распределитель потока под слой воды. В ТР-1 происходит отделение соленой воды от нефти.

 

Электрообессоливание

 

Частично обессоленная нефть (при работе в режиме термохимического и электрообессоливания) или смесь  сырой нефти с промывной водой и раствором деэмульгатора (при работе в режиме электрообессоливания) поступает последовательно в нижнюю часть электрокоалесцеров-дегидраторов поз.ЭКД-1,2,3 через системы ввода сырья, включающие коллекторы с отводами и размещенными на них струйными смесителями. В верхнюю часть электрокоалесцеров противотоком к восходящему потоку нефти подается промывная вода от насосов Н-2/1,2 в количестве до 250 л/ч в каждый.