Курсовой проект Разработка поточной схемы переработки сосновской нефти по комплексному варианту. Производительность завода по нефти 37 млн.Т. В год

Подождите немного. Документ загружается.

фракцию С

предельных газов можно применять как сжиженный газ или на-

правлять на пиролиз; фракцию С

непредельных газов можно использовать для

нефтехимических целей (получение полипропилена, кумола). Сероводород,

выделенный из газов, направляют на производство серы.

Наличие гидрокрекинга и широкое использование гидроочистки

потребует, очевидно, дополнительного количества водорода (помимо

водорода риформинга.

На основе подобной схемы можно получить ассортимент топлив

высокого качества: автомобильные бензины с октановым числом не ниже 93

(исследовательский метод); малосернистое дизельное топливо (0,2% серы), в

том числе зимнее; котельное.

2. АНАЛИЗ СОСТАВА И СВОЙСТ СОСНОВСКОЙ НЕФТИ

2.1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ

Самарская область — крупный нефтедобывающий район страны. К на-

стоящему времени здесь открыто более 100 месторождений, большинство из

них — многопластовые. Нефтяные залежи области связаны с отложениями

пермского, каменноугольного и девонского возрастов. Залежи нефти в

отложениях пермского возраста развиты главным образом на

Большекинельском и Малокинельском валах, которые продолжаются в

Оренбургской области. Наибольшие запасы нефти каменноугольных

отложений (угленосного горизонта) находятся в зоне жигулевских дислокаций

и к востоку от них в зоне Болышекинельского и Малокинельского валов. В этих

же зонах расположены крупные залежи девонской нефти.

Область подразделяется на шесть нефтегазоносных районов: Кинель-

Черкасский, Южно- Куйбышевский, Самаро-Лукский, Сергиевский, Чапаевский

и Ставропольская депрессия.

Самые крупные месторождения области — Мухановское,

Дмитриевское, Неклюдовское, Дерюжовское, Хилковское, Козловское

приурочены к Кинель-Черкасскому району. Большие нефтяные месторождения

открыты в Южно-Куйбышевском и Самаро-Лукском районах: Кулешовское,

Лебяжинское, Ново-Запрудненское, Алакаевское, Красноярское, Белозерское и

др. На северо-востоке области и в Сергиевском нефтеносном районе крупными

месторождениями являются Радаевское и Якушинское.

Физико-химическая характеристика нефтей Куйбышевской области

весьма различна — как на разных месторождениях, так и на одном и том же

месторождении, но на разных горизонтах. Основное количество нефти в

области добывается из залежей каменноугольного возраста. Это сернистые,

смолистые и парафиновые нефти; содержание светлых нефтепродуктов 15—

28% (фракции до 200 °С) и 35—54% (фракции до 350 °С).

Нефти карбона Сергиевского нефтяного района (месторождения

Радаевское и Якушинское) отличаются от остальных высокой относительной

плотностью (0,8699—0,9040), большим содержанием силикагелевых смол (16—

22%); они высокосернисты (2,4—3,3% серы). Содержание светлых фракций в

нефтях невелико — 15—17% (до 200°С) и 34—39% (до 350 °С).

В Южно-Куйбышевском районе (месторождения Кулешовское,

Бариновское) нефти характеризуются низкой относительной плотностью

(0,7980—0,8160), небольшим содержанием серы (0,20—0,71%) и высоким

содержанием легких дистиллятов —34—37% (до 200 °С) и 60—68% (до 350 °С).

Девонские нефти пашийских и живетских продуктивных горизонтов, как

правило, отличаются низкой плотностью, невысоким содержанием смол и ас-

фальтенов, а также большим содержанием светлых нефтепродуктов.

В нефтях разных месторождений и пластов растворено различное коли-

чество газов (до С4 и С5); во всех случаях в газах характерно преобладание

углеводородов нормального строения.

Из всех нефтей области прямой перегонкой могут быть получены лишь

компоненты автомобильных бензинов с низким октановым числом (32—42).

Это можно объяснить высоким содержанием парафиновых углеводородов (54

—78%) во фракции н. к. — 200 °С. Легкие керосиновые дистилляты из

большинства нефтей области содержат незначительное количество серы,

однако многие из них необходимо очищать от меркаптановой серы. Для

фракций, соответствующих осветительным керосинам, очистка от серы также

необходима. Дизельные фракции большинства нефтей удовлетворяют

требованиям ГОСТ на дизельные топлива летних и зимних марок, однако

многие из них также нужно очищать от серы. Кроме того, из большинства

нефтей Куйбышевской области можно получать мазуты основных марок,

отвечающие требованиям ГОСТ. Суммарный выход базовых масел с ИВ 85

составляет 16,4—28,0% (на нефть).

Примерно у 50 % нефтей области был исследован групповой состав

сераорганических соединений. Изучался состав сернистых соединений самих

нефтей и фракций, выкипающих до 300 °С, полученных на аппарате АРН-2 .

2.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСНОВСКОЙ НЕФТИ

Сосновская нефть добывается в Куйбышевской области. Шифр нефти

IIIТ

Это сернистая нефть. Содержание:

 содержание общей серы -2,42%,

 газов, растворенных в нефти -1,6%,

 твердых парафинов -6,1%,

 содержание хлористых солей 460 мг/л,

 содержание воды 0,9%масс.

Физико-химические свойства нефти:

 плотность нефть 0,867 г/см

 вязкость кинематическая при 20

С –30сСт, при 50

С- 9,66сСт,

 температура застывания –минус 28 С,

 коксуемость 4,52%.

Бензиновая фракция, выделенная из нефти, имеет октановое число –37

и содержание серы 0,213%масс. Плотность фракции 0,7271 г/см

Керосиновый дистиллят имеет плотность 0,814 г/см

. Содержание серы

0,13% масс.

Дизельная фракция. Плотность фракции 0,851 г/см

,содержание серы

1,8% масс.

Мазут имеет плотность 0,956 г/см3, содержание серы 3,1%.

Суммарный выход базовых масел составляет 22% на нефть.

2.3 РАЗГОНКА НЕФТИ И РАСЧЕТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ФРАКЦИЙ НЕФТИ

Нефть состоит из 27 узких фракции, плотность при 20

С, выход %масс.

(Gi) и суммарный выход %масс. узких фракций согласно разгонки

представлены в таблице 1.

Далее рассчитываем физико-химические свойства узких фракций:

1. Характеризующий фактор компонентов рассчитываем по формуле(2) :

Кi=(1,22 3√Ti ) / ρi

Ti - средняя температура кипения , К

ρi

- плотность при 20

2. Молекулярная масса компонентов рассчитывается по формуле(2):

Mi = (150-5Ki)-0,075m+0,000155Ki*t

t- средняя температура кипения ,

Кi - характеризующий фактор компонентов

3. Теплота испарения компонентов рассчитывается по формуле Кистяковского

(2): ri = (36,63+19,13*LgTi)Ti*0,001 кДж/моль

Ti - средняя температура кипения , К

4. Мольная доля компонентов рассчитывается по формуле(2):

Xi = (Gi/Mi) / ∑ (Gi/Mi)

Расчет приведен в таблице 1.

Таблица 1

Разгонка нефти и физико-химические свойства узких фракций нефти

№

t н.к.

t к.к.

ср

Выход

%масс

Сумар.

выход,

%масс

Плотн.

при 20

, г/см

Характ.

фактор

Молек.

масса

Мi

Теплота

испар.

кДж/моль

Мольная

доля X

1 нк 28 14 287 1,6 1,6 0,5712 14,089 49,485 24,007 0,032 0,070

2 28 55 41,5 314,5 2,2 3,8 0,6450 12,863 86,007 26,547 0,026 0,056

3 55 82 68,5 341,5 2,4 6,2 0,6764 12,607 90,996 29,060 0,026 0,057

4 82 100 91 364 2,6 8,8 0,7084 12,297 97,476 31,167 0,027 0,058

5 100 128 114 387 2,6 11,4 0,7276 12,219 104,969 33,333 0,025 0,054

6 128 149 138,5 411,5 2,6 14 0,7463 12,159 114,969 35,654 0,023 0,049

7 149 160 154,5 427,5 2,7 16,7 0,7610 12,077 122,711 37,175 0,022 0,048

8 160 180 170 443 2,7 19,4 0,7863 11,828 131,094 38,654 0,021 0,045

9 180 195 187,5 460,5 2,7 22,1 0,7900 11,925 141,295 40,329 0,019 0,042

10 195 209 202 475 2,8 24,9 0,8013 11,879 150,586 41,722 0,019 0,040

11 209 231 220 493 2,9 27,8 0,8202 11,750 162,900 43,455 0,018 0,039

12 231 246 238,5 511,5 3 30,8 0,8293 11,765 177,017 45,242 0,017 0,037

13 246 261 253,5 526,5 3 33,8 0,8412 11,711 189,082 46,695 0,016 0,035

14 261 285 273 546 3 36,8 0,8544 11,671 205,991 48,590 0,015 0,032

15 285 304 294,5 567,5 3 39,8 0,8575 11,779 227,366 50,685 0,013 0,029

16 304 320 312 585 3 42,8 0,8615 11,844 246,084 52,396 0,012 0,027

17 320 338 329 602 3,1 45,9 0,8732 11,797 264,265 54,062 0,012 0,026

18 338 352 345 618 3,1 49 0,8857 11,733 281,918 55,633 0,011 0,024

19 352 366 359 632 3,2 52,2 0,8907 11,754 299,116 57,011 0,011 0,023

20 366 380 373 646 3,2 55,4 0,9002 11,716 316,094 58,392 0,010 0,022

21 380 410 395 668 1,8 57,2 0,9015 11,830 347,321 60,566 0,005 0,011

22 410 420 415 688 1,6 58,8 0,9080 11,861 376,207 62,548 0,004 0,009

23 420 430 425 698 2 60,8 0,9150 11,827 390,119 63,541 0,005 0,011

24 430 440 435 708 2,3 63,1 0,9280 11,717 402,452 64,535 0,006 0,012

25 440 450 445 718 1,7 64,8 0,9384 11,642 415,743 65,530 0,004 0,009

26 450 470 460 733 3,2 68 0,9421 11,676 440,072 67,025 0,007 0,016

27 470 600 535 808 32 100 0,9568 11,876 577,378 74,537 0,055 0,121

Сумма   100,00 0,5 1,0

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

Схема переработки Сосновской нефти включает в себя несколько

блоков:

1. Блок подготовки нефти к переработки;

2. Первичная перегонка нефти;

3. Вторичная переработка нефти;

4. Блок очистки нефтепродуктов.

3.1 БЛОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКИ

Нефть, поступающая с промысла, содержит соли и воду, поэтому перед

переработкой, нефть отстаивается от воды и солей. Нефть проходит группу

рекуперативных теплообменников, где подогревается за счет тепла ПЦО АТ и

ВТ. поступает в разделитель. В разделителе нефть дополнительно дегазируется

и отстаивается от воды. Отстоявшаяся кислая метанольная вода выводится в

коллектор кислых вод и далее на блок отстоя.

Нефть поступает в буферную емкость, где происходит дополнительное

расширение нефти с образованием газа стабилизации. Далее нефть подается в

электроразделитель ЭР-01 через смеситель СМ-01, куда также подается

циркулирующая вода для разбавления и отмыва солей эмульгированной воды.

Электрообессоливание осуществляется в две ступени. В

электроразделителе ЭР-01 при давлении до 29 кгс/см2 и температуре не более

+80

С в поле высокого напряжения происходит разложение эмульсии на нефть

и воду.

Нефть с верха ЭР-01 подается в ЭР-02, предварительно пройдя смеситель

СМ-02, где происходит разбавления и отмыв солей эмульгированной воды.

Параметры и процесс обессоливания в электроразделителе ЭР-02 аналогичны.

Нефть, обезвоженная и обессоленная, из электроразделителя ЭР-02

направляется на дальнейшую переработку на блок установки АТ.

Для пополнения воды на второй ступени обессоливания производится

подпитка свежей технической воды. С целью улучшения разложения эмульсии

в электроразделителях можно производить подачу деэмульгатора.

Составим материальный баланс процесса:

1. Производительность – 37 млн.т/год

2. Часовая производительность установки с учетом ППР – 8200 ч/го

3. Часовая производительность - 4512195,122 кг/ч или 4512,195 т/ч.

4. Содержание воды 0,9%масс.

Для составления баланса необходимо рассчитать расход промывной воды.

Определение расхода промывной воды для выбранной нами схемы

осуществляется следующим образом:

Примем следующие обозначения

Свк С’вк С”вк – содержание воды в нефти, поступающем на ЭЛОУ, выходящем

из 1 и 2 ступеней, % масс.

G’дв G”дв - расход дренажной воды из 1 и 2 ступеней, %масс.

G’в G”в – расход воды на промывку в 1 и 2 ступени , %масс.

Cс C”с – концентрация солей в нефти поступающим на ЭЛОУ, выходящим из

2ступени г/м3. Данные для расчета занесены в таблицу №8.

Схема подачи промывной воды представлена на рис.1

Рис.1

Схема подачи промывной воды

Таблица 2

Данные для расчета количества промывной воды

Статьи

Кол-во Ед.измер. Обозначение

Производительность

4512,195 т/ч G

Содержание воды

0,9 %масс Cвк

Содержание солей

460 г/м

Содержание воды после 2 ступени

0,1 %масс C"вк

Содержание солей после 2 ступени

5 г/м

C"c

Содержание солей в пром.воде

200 г/м

Cспр

Содержание воды после 1 ступ.

0,2

%масс С'вк

Согласно схеме получаем следующие уравнения:

C’с = (Свк*Cс + G”дв*C”с )/ ( Свк * G”дв )

C”с = (С’вк *C’с+ G”в*Cспр)/( G”в* С’вк)

Пренебрегая слагаемым G”в*Cспр и полагая, что G”дв = G”в, подставляя C’с в

последнее уравнение, получаем:

G”в2 + G”в* Свк+ С’вк * Свк*( C”в- Cс)/ C”с=0

Из уравнения находим количество воды

G”в – 3,6438% масс. на сырье или 164413,572 кг/ч или 164,414т/ч

Таблица 3

Материальный баланс процесса подготовки нефти

ПРИХОД РАСХОД

Наименование

потока

% масс.

на сырье

Количество,

т/ч

Наименование

потока

% масс.

на сырье

Количество,

т/ч

Нефть сырая 100,000 4512,195

Нефть

обессоленная и

обезвоженная

(подготовленная)

99,200 4476,098

Промывная вода 3,644 164,414 Дренажная вода 4,444 200,511

Итого 103,644 4676,609 Итого 103,644 4676,609

Рис.2 Схема подготовки Сосновской нефти

3.2 ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ

Первичная перегонка нефти включает в себя блок АТ и блок ВТ.

3.2.1 УСТАНОВКА АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ

На основе справочных данных выход бензиновой фракции из

Сосновской нефти составляет менее 25 %масс, выход газа 1,6 %масс.

Поэтому в данном случае предпочтительной схемой АТ является установка

двукратного испарения с адиабатическим испарителем и одной сложной

ректификационной колонной. Преимущество данной схемы – отделение

легких компонентов нефти в испарителе, в печь поступает нефть

освобожденная от легких компонентов.

Нефть, разделенная на два потока, проходит группу теплообменников

Т01-03 и Т-04-05, где нагревается до200-220С и поступает в адиабатический

испаритель Е-01. Пары легкого бензина и растворенные в нефти

углеводородные газы подаются в ректификационную колонну К-01 и

выполняют функцию испаряющегося агента. Нижний продукт испарителя

проходят через печь П-01 и далее направляется на питание ректификационной

колонны.

Головным продуктом ректификационной колонны К-01 является смесь

жирного газа и легкого бензина, по выходе из колоны пары бензина

охлаждаются в холодильнике Х-01 и конденсируются в газосепараторе Е-02.

Жидкая бензиновая фракция из газосепаратора забирается насосом и

подается на вторичную перегонку. Часть бензина этим же насосом

возвращается в колонну К-01 в качестве орошения.

Колонна К-01 имеет три отпарные секции С-01-03, которые

используются для вывода фракций:

С-01 – выводится фракция тяжелого бензина.

С-02 – выводится фракция керосина.

С-03 – выводится фракция дизельного топлива.