Расчет установки по первичной переработки нефти

 

Содержание

 

Введение

1. Характеристика исходной  нефти

2. Ассортимент получаемых  продуктов и их применение

3. Выбор и обоснование  принципиальной технологической  схемы     установки

4. Материальный баланс

5. Технологический расчет

5.1 Расчет доли отгона  К-1

5.2 Расчет колонны К-2

5.3 Расчет теплового  баланса колонны К-1

5.4 Расчет диаметра  колонны

5.5 Расчет высоты колонны

5.6 Расчет сырьевого  теплообменника

5.7 Расчет тепловой  нагрузки печи

5.8 Расчет насоса

6. Выбор типа оборудования

7. Описание технологической схемы процесса

8. Лабораторный контроль

9. Техника безопасности  и охрана труда на установке

Литература

Приложение 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Обеспечение потребности  страны в топливе и энергии - одна из важнейших проблем дальнейшего развития народного хозяйства. Доля нефти и природного газа в общем объеме производства энергетических ресурсов по состоянию на 1980 год составляла 70%. Оценка изменений в объемах и структуре производства энергетических ресурсов показывает, что добыча нефти и газового конденсата стабилизируется или незначительно возрастает, а их доля в общем производстве энергетических ресурсов сократится. В таких условиях важнейшей задачей развития нефтепереребатывающей промышленности становится углубление переработки как основной фактор повышения эффективности использования нфти в народном хозяйстве. При увеличении глубины переработки нефти, как показывают расчеты, в 1,2 - 1,4 раза против современного уровня расход нефти сократится на 20 - 35%. Решение подобной задачи возможно путем разработки гибких технологических схем глубокой переработки нефти на основе широкого применения термокаталитических процессов, а также путем оптимизации качества моторных топлив с целью расширения их ресурсов за счет увеличения доли отбора от нефти при прямой перегонке. Устоновки подготовки и первичной перегонки нефти - головные на нефтеперерабатывающих предприятиях и эффективность их работы во многом определяет технико-экономические показатели завода в целом.

 

 

 

 

 

 

1 Характеристика исходной нефти

 

Западно-сургутская нефть - это нефть Западной Сибири.

Западно-Сибирская низменность  представляет собой одну из крупнейших нефтеносных провинций мира. Нефтянын месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, расположенны в Тюменской, Омской, Томской и Новосибирской областях.

Все нефтяные месторождения  Западной Сибири сгруппированны в соответствии с тектонической схемой в десять нефтегазоносных областей, из которых наибольшее промышленное значение имеют Приуральская, Среднеобская и Каймысовская нефтегазоносные области. Большая часть месторождений расположена на трех сводах - Шаимском, Сургутском и Нижневартовском. Все нефтяные и нефтегазовые месторождения приурочены к сводам, куполовидным поднятиям и валам, на которых располагаются складки, аккумулирующие углеводороды. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири.

Из месторождений, расположенных  на Сургутском своде, наибольшее значение имеют усть-балыкское, западно-сургутское и минчимское. Эти нефти являются наиболее тяжелыми ( относительная плотность достигает 0,900; выход светлых до 350⁰С не превышает 43%), смолистыми (смол селикагелевых 23%) и сернистыми ( серы от 1,5 ло 2,0%).   Из месторождений, расположенных на Нижневартовском своде- самотлорское и советско-соснинское-медведевское.

В зависимости от географического  расположения нефтяных месторождений, геологического возраста и глубины залегания нефти Западной Сибири значительно различаются по физическо-химической характеристике и по качеству получаемых из них нефтепродуктов [ 1 ].

Нефти месторождений, расположенных  в восточной части области, на Нижневартовском своде (самотлорская, советско-соснинская-медведевская, аганская и др.),  по сравнению с нефтями  Сургутского свода имеют меньшую  относительную плотность ( не более 0,875), содержит больше фракций, выкипающих до 350⁰С (от 58 до 63%), и являются менее сернистыми (0,56 - 1,10 %) и менее смолистыми (силикагельных смол не более 12%)  [ 1 ].

Нефти Западной Сибири значительно  различаются по качеству в зависимости от приуроченности залежей к тем или иным подразделениям вне зависимости от расположения месторождения на сводах и валах. Из нефтей валанжинского горизонта лишь саматлорская и советская имеют заметно меньшее содержание серы ( 1,10 - 0,93% ) и более высокое содержание фракций, выкипающих до 350⁰С ( 58 - 62 % ).

Бензиновые фракции  западно-сибирских нефтей имеют  низкие октановые числа ( 25 - 67 ) вследствии высокого содержания парафиновых углеводородов.

В бензиновых фракциях из нефтей, расположенных на Нижневартовском своде, значительно большее содержание нафтеновых углеводородов ( 30 - 47% ), что предопределяет лучшее качество сырья для каталитического риформинга, по  сравнению с аналогичными фракциями нефтей, расположенных на Сургутском своде.

Легкие керосиновые  дистилляты большенства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы ( до 0,1% ), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами.

Осветительный керосин  марки КО-20 можно получить без  предварительной очистки (содержание серы до 0,1% ) из шаинской, советской и самотлорской нефтей. Керосиновые дистилляты нефтей Сургутского свода нуждаются в очистке, так как содержание серы коллеблется от 0,2 до 0,8%.

По справочнику [ 1 ] находим  характеристики западно-сургутской  нефти и различных фракций  полученных из этой нефти. 

Физико - химические свойства нефти

Таблица 1.1 - Физико - химические свойства нефти

нефть	р420	М	V20 cCт	V50 cCт	T заст.	Давл. нас. па-ров при 380 С	Давл. нас. па-ров при 500 С
западно-сургутская	0,8806	312	45,65	11,52	-12	104 мм рт ст	148 мм рт ст

 

Продолжение таблицы 1

 

коксуе-мость	содержа-ние смол,%	выход до 2000 С	выход до 3500 С	содержание асфальтенов,%	содержа-ние серы %
4,91	56	17,0	40,0	2,90	1,73

 

Состав газа

 

Таблица 1. 2 - Состав газов  до С₄  растворенных в нефти

 

фракция	выход на нефть, %	С2Н6	С3Н6	i - C4Н10	н - C4Н10
до С4	1,07	0,9	11,7	19,3	68,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Состав нефти

Таблица 1. 3 - Разгонка ИТК  в аппарате АРН-2

№		Т выки-пания	выход на нефть,%		р204	n20D	М	V20, cCт	V50, cCт	V100cCт	Т заст, 0С	Т всп, 0С	Содержание S, %
			отдельных	суммарных
	до 28		1.07	1.07	0,6150	1,3639	20	-	-	-	-	-	-
	28-64		2,03	3,10	0,6395	1,3669	50	-	-	-	-	-	0
	64-94		2,29	5,39	0,6885	1,3898	90	-	-	-	-	-	0
	94-117		2,32	7,71	0,7195	1,4020	106	-	-	-	-	-	0,02
	117-140		2,39	10,10	0,7430	1,4125	122	-	-	-	-	-	0,03
	140-162		2,41	12,51	0,7560	1,4207	138	1,00	-	-	-60	-	0,04
	162-185		2,41	14,92	0,7692	1,4288	150	1,31	-	-	-60	-	0,05
	185-203		2,49	17,41	0,7820	1,4358	159	1,52	1,02	-	-55	65	0,07
	203-218		2,49	19,90	0,7918	1,4398	175	1,92	1,11	-	-49	80	0,18
	218-240		2,49	22,39	0,8055	1,4488	191	2,40	1,48	0,82	-40	92	0,24
	240-260		2,98	25,37	0,8156	1,4573	198	3,03	1,64	0,91	-34	103	0,41
	260-278		2,70	28,07	0,8266	1,4645	214	3,83	2,08	1,09	-25	116	0,59
	278-296		2,75	30,82	0,8358	1,4687	230	5,11	2,60	1,19	-19	130	0,72
	296-312		2,70	33,52	0,8440	1,4710	243	7,18	3,37	1,48	-11	142	0,81
	312-330		2,70	36,22	0,8545	1,4760	256	9,32	4,39	1,60	-5	155	0,95
	330-345		2,75	38,97	0,8627	1,4810	268	11,89	5,00	1,94	0	167	1,15
	345-354		2,72	41,69	0,8711	1,4845	284	17,65	6,82	2,23	5	178	1,24
	354-372		2,63	44,32	0,8800	1,4880	290	24,76	8,08	2,74	10	190	1,36
	372-390		2,80	47,12	0,8898	1,4960	301	-	10,50	3,35	14	200	1,52
	390-408		2,80	49,92	0,8987	1,5040	317	-	13,86	4,10	19	210	1,65
	408-426		2,80	52,72	0,9066	1,5080	325	-	16,55	4,82	22	220	1,79
	426-446		2,80	55,52	0,9154	1,5130	341	-	19,71	5,70	26	228	1,98
	446-470		2,84	58,36	0,9221	1,5178	354	-	36,80	6,83	28	235	2,18
	470-490		3,19	61,55	0,9300	1,5212	368	-	40,64	7,74	32	240	2,37
	Остаток		38,45	100	0,9824		384	-	-	-	-	-	3,10

-

 

 

 

 

 

2  Ассортимент получаемых  продуктов и их применение

 

При проектированиии  атмосферно-вакуумных установок ( АВТ ) качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему установки. Повышение требований к качеству нефтепродуктов сделало невозможным выработку на установках первичной переработки нефти товарной продукции. Поэтому установки АТ и АВТ превратились в основном в поставщиков сырья для процессов облагораживания отдельных нефтяных фракций ( каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка и др.).

Наименьшее число фракций  отбирается при чисто топливном  варианте переработки. Это - бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль - сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга и остаток, добавляемый в котельное топливо, либо используемый как сырье для установок коксования, гидрокрекинга, получения битумов.

Газы до С₄ направляем в топливную сеть.

Таблица 2.1 - Характеристика фракций, выкипающих до 200⁰С

Т отбора,0С	Выход,%	Р420	Содерж, S%	Ароматика	Нафтены	Парафины
28-85	3,6	0,6536	-	59,0	72,8	83,5
28-100	4,9	0,6659	-	56,0	70,3	81,9
28-110	5,9	0,6782	-	53,1	67,8	80,4
28-120	6,8	0,6906	0,01	50,2	65,2	78,9
28-130	7,7	0,6947	-	47,8	63,0	-
28-140	9,0	0,6988	-	45,4	60,9	-
28-150	10,0	0,7029	0,02	43,0	58,7	-
28-160	11,1	0,7106	-	41,4	56,6	-
28-170	12,3	0,7183	-	36,8	54,4	-
28-180	13,3	0,7260	-	38,2	52,3	-
28-190	14,6	0,7337	-	36,6	50,1	-
28-200	15,9	0,7412	0,03	35	48,0	-

 

Фракцию н.к. -62 отправляем на пиролиз для получения непредельных углеводородов - этилена и пропилена.

Легкую фракцию бензина 62-85⁰ и 85 -120⁰ С отправляем на каталитический риформинг для получения индивидуальных ароматических углеводородов.

Таблица 2.1 - Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Т отбора,0С	Выход,%	Р420	Содерж, S%	Ароматика	Нафтены	Парафины
62-85	2,1	0,6708	0,010	1	20	79
62-105	3,9	0,6961	0,020	1	23	76
85-105	1,8	0,7105	0,020	2	22	76
85-120	3,2	0,7180	0,030	2	23	75
85-180	9,7	0,7442	0,040	6	21	73
105-120	1,4	0,7274	0,020	3	22	75
105-140	3,6	0,7393	0,030	5	21	74
120-140	2 ,2	0,7418	0,030	6	20	74
140-180	4,3	0,7610	0,050	10	23	67

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.2 - Характеристика легких керосиновых фракций

 

 

Т отбора,0С	Выход на нефть,%	р204	фракционный состав		V20	V40	Т кристаллизации,0С	Т вспышки, 0С	содержание ароматич у/водородов	содер-жание S,%	кислот-ность
120-230	13,3	0,7732	% н.к 10 50 90 98	0С 141 156 175 217 229	1,40	4,67	-60	29	16	0,07	0,53
120-240	14,7	0,7742	% н.к 10 50 90 98	0С 141 158 179 220 235	1,43	5,03	-60	30	18	0,07	0,60