МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Грозненский государственный нефтяной институт
имени акад. М.Д. Миллионщиков
Кафедра «Химическая технология нефти и газа»
КУРСОВАЯ РАБОТА
По курсу
«Технология переработки нефти и газа»
На тему
«Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти»
Грозный 2009г.
Содержание
Введение
1. Теоретические основы переработки нефти
1.1 Индексация нефтей и ее связь с технологией их переработки
1.2 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти
1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН
1.4 Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН и производства масел
2. Характеристика нефти
3. Выбор и обоснование варианта переработки нефти
4. Разработка поточной технологической схемы НПЗ
5. Описание технологических процессов, входящих в схему НПЗ
6. Материальные балансы технологических процессов НПЗ
7. Суммарный материальный баланс НПЗ
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине.
Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте, затем в 1823 г. – второй на Северном Кавказе около г. Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применение. Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX, на кубовых батареях непрерывного действия.
В 1876 г. В.Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства – мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д.И. Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.
В 1890 г. В.Г. Шухов и С.П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия – прообраз современных установок для перегонки нефти. Широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности определило внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей.
1.Теоретические основы первичной переработки нефти
1.1.Индексация нефти и ее связь с технологией их переработки
В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.
Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.
Рассмотрим принятую в России технологическую классификацию
Таблица 1.1 - Технологическая классификация нефтей
| Класс нефти | Содержание серы, %(масс) | |||
| Нефть | Бензин (н.к.-180 °C) | Авиац. кер. (120-240 °C) | Дизельное топливо (240-350 °C) | |
| 1 (малосернистая) | ≤0,5 | ≤0,1 | ≤0,1 | ≤0,2 |
| 2 (сернистая) | 0,5-2,0 | ≤0,1 | ≤0,25 | ≤1,0 |
| 3 (высокосернистая) | 2,0 | >0,1 | >0,25 | >1,0 |
| Тип нефть | Содержание фракций до 350 °C, %(масс) | |||
| 1 (легкая) | ≥55,0 | |||
| 2 (средняя) | 45-54,9 | |||
| 3(тяжелая) | <45 | |||
| Группа нефти | Потенциальное содержание базовых масел. % (масс) | |||
| 1 | >25 | >45 | ||
| 2 | 15-24,9 | 45 | ||
| 3 | 15-24,9 | 30-44,9 | ||
| 4 | <15 | <30 | ||
| Подгруппа нефти | Индекс вязкости | |||
| 1 | >95 | |||
| 2 | 90-95 | |||
| 3 | 85-90 | |||
| 4 | <80 | |||
| Вид нефти | Содержание парафина, % (масс) | Требования подепарафинизации | ||
| не требуется | требуется | |||
| 1 (малопарафинистая) | ≤1,5 | Для получения реактивного и дизельного топлив и дистиллятных базовых масел | - | |
| 2 (парафинистая) | 1,51-6.0 | Для получения реактивного и летнего дизельного топлива | Для получения зимнего дизельного топлива дистиллятных базовых масел | |
| 3 (высокопарафинистая) | >6,0 | - | Для получения реактивного топлив и дистиллятных базовых масел |
Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.
Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.
Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.
1.2 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти
В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т.е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.
Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, - дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т.е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).
Способы разрушения нефтяных эмульсий. Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды.
Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.:
1. Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти.
Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.