Разработка поточной схемы производства базовых масел индивидуальной нефти. Расчет технологической установки очистки дистиллятных масел

 

Министерство образования  и науки Российской Федерации

Российский государственный  университет нефти и газа имени  И.М. Губкина

ФИЛИАЛ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. Губкина в г.ОРЕНБУРГ

Кафедра Технологии переработки  нефти

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине «Технология  переработки нефти и газа».

Тема: Разработка поточной схемы  производства базовых масел индивидуальной нефти. Расчет технологической установки очистки дистиллятных масел фурфуролом.

 

 

 

 

 

 

Выполнил:

Ст. гр. ЭО-2-09

Андрющенко А.А.

 

 

 

 

Оренбург, 2012г

Содержание

 

Введение……………………………………………………………………………….3

1. Характеристика сырья, фракций и их применение…………………………..7
2. Выбор схемы, краткое обоснование выбора. ………………………………...8
3. Выбор и характеристика технологических процессов с кратким обоснованием сделанного выбора………………………………………………….10
4. Материальные балансы по сырью для каждого из процессов. Характеристика сырья и продукции каждой из установок. ……………………...12
5. Сводный материальный баланс переработки нефти и мазута по заводу….15    2.1 Писание процесса селективной очистки дистиллятных масел фурфуролом..16

2.2 Описание технологической  схемы. Назначение основных приборов  контроля и автоматизации……………………………………………………………………...18

2.3 Материальные и тепловые  балансы основного аппарата – Роторно-дискового контактора..…………………………………………………………………………..21

Заключение…………………………………………………………………………...23

Список литературы…………………………………………………………………..24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

В России действуют 30 крупных  нефтеперерабатывающих предприятий  с общей мощностью по переработке  нефти 261,6 млн.тонн, а также 80 мини-НПЗ  с общей мощностью переработки 11,3 млн тонн.

Средняя начисленная заработная плата в производстве нефтепродуктов — 45228 руб/мес (март 2010).

Большинство нефтеперерабатывающих  заводов России появились в два  послевоенных десятилетия: с 1945 по 1965 г. было введено в эксплуатацию 16 заводов, или более половины действующих  на сегодняшний день в России.

За период экономических  реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло  значительное сокращение объёма производства. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 %.

Это обусловило низкую глубину  переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. Глубина  переработки нефти в 1999 году составила  в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США. После распада СССР были запущены два нефтеперерабатывающих предприятия общей мощностью около 3,5 млн тонн.

В последние годы наметилась обнадёживающая тенденция. Признаком  улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку. Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты.

Глубина переработки нефти  за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 %. В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти.

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин  сообщил о принятом правительством решении запретить подключение  к магистральным нефтепроводам  новых НПЗ, глубина переработки  у которых меньше 70 %. Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать».

К 2012 году при господдержке планируется построить самый  крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки  нефти составит 93 %, что соответствует  достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих  заводах США.

Объемы производства и  потребления по основным товарным группам  в России представлены в таблице1.

Таблица 1 - Объёмы производства и потребления по основным товарным группам, 2010г

Вид продукции	Производство	Экспорт	Импорт	Потребление
Бензин автомо- бильный, млн.т.	36	3,5	0,5	33
Диз. Топливо, млн.т.	69,9	41,5	0,5	28,9
Мазут, млн.т.	77,7	72	0,9	6,6

Крупнейшие предприятия  нефтепеработки в России представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Крупнейшие предприятия по продуктам нефтепереработки.

Товарные группы	Предприятия
Первичная переработка нефти, тыс. тонн	Омский НПЗ, Московский НПЗ, Новоуфимский НПЗ, Рязанский НПЗ, Ангарский  НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Киришский  НПЗ
Бензин автомобильный, Тыс. тонн	Новоуфимский НПЗ, Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ
Дизельное топливо, тыс. тонн	Омский НПЗ, Киришский  НПЗ, Хабаровский НПЗ
Мазут топочный, тыс. тонн	Ярославнефтеоргсинтез, Киришский  НПЗ, Рязанский НПЗ

Нефтеперерабатывающая промышленность в России в большой степени  консолидирована. Около 90 % мощностей  по переработке нефти находится  под контролем 10 вертикально интегрированных  нефтегазовых компаний (ВИНК).

В советское время, когда  были введены в действие основные нефтеперерабатывающие мощности России, при выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались двумя  факторами: близостью к районам  потребления нефтепродуктов и сокращением  общих затрат на транспортировку  нефти в связи с чем ряд  НПЗ был построен в районах  добычи нефти.

Большинство нефтеперерабатывающих  заводов (НПЗ) России появились в  два послевоенных десятилетия. С 1945 по 1965 г. было введено в эксплуатацию 16 заводов, или более половины действующих  на сегодняшний день в РФ.

 При выборе площадок  для размещения НПЗ руководствовались  прежде всего принципом близости  к районам потребления нефтепродуктов. До конца 60-х годов главным  нефтедобывающим районом страны  было Урало-Поволжье, и новые НПЗ  были построены в Башкирии, Куйбышевской (ныне — Самарской) и Пермской  обл. Эти НПЗ покрывали дефицит  нефтепродуктов в Сибири и  других районах России, а также  в союзных республиках бывшего  СССР.

 За 1966—1991 гг. в СССР  было построено только 7 новых  НПЗ, из них 6 — вне России (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу,  Чимкенте и Павлодаре). Единственным  новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 г. на  территории РСФСР, стал Ачинский  НПЗ, введенный в эксплуатацию  в 1982 г. Кроме того, в 1979 г.  была организована переработка  нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности  в сырье нефтехимического производства.

 В настоящее время  основу нефтеперерабатывающей отрасли  в России составляет 26 НПЗ суммарной мощностью по первичной переработке — 263,5 млн т (из них 196,2 млн т мощностей принадлежит нефтяным компаниям). Кроме того ОАО «Газпром» располагает 6,8 млн т нефтеперерабатывающих мощностей. На долю мини-НПЗ (малотоннажных установок) приходится еще 5,0 млн т .

 Таким образом, суммарные  мощности по переработке нефтяного  сырья в России составляют 275,3 млн т.

Наиболее крупные мощности размещены в Приволжском (43%), Центральном  и Сибирском федеральных округах. На три этих округа приходится более 70% общероссийских нефтеперерабатывающих  мощностей. Среди субъектов Российской Федерации по мощностям первичной  переработки нефти лидирует Башкирия — около 44 млн т. Среди нефтяных компаний самыми большими мощностями располагает ЮКОС — 53 млн т.

В нефтеперерабатывающем  процессе существует показатель глубины  переработки нефти. Он измеряется в  процентах: чем выше показатель, тем  полнее использовано сырье, тем выше доля легких выработанных нефтепродуктов. Низкие показатели свидетельствуют  о недостаточной глубине переработки, о высокой доле выпускаемых тяжелых  фракций (мазута). На предприятиях России в 2002 г. показатель глубины переработки  составил 69,2%, при этом по 13 заводам  — 55—69% и лишь по трем заводам (топливно-масляного  профиля) превышает 80%: это Омский НПЗ, «Волгограднефтепеработка» и «Пермнефтеоргсинтез».

 В странах с развитой  нефтеперерабатывающей промышленностью  глубина переработки нефти достигает  85—90%. Качество вырабатываемых российскими  нефтяными компаниями нефтепродуктов  не в полной мере отвечает  современным мировым требованиям.

Задачи нефтеперерабатывающей  и газоперерабатывающей промышленности - переработка нефти и газа в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Задачи нефтехимической  промышленности:

• выявление закономерностей формирования компонентного состава нефти и структуры нефтяных дисперсных систем;
• создание научных основ нетрадиционных методов увеличения нефтеотдачи: физико-химического регулирования фильтрационных потоков, ограничения водопритока,  микробиологического воздействия на пласт;
• изучение механизмов структурообразования и реологии нефтяных дисперсных систем в процессах добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья.
• физико-химические основы создания новых материалов и технологий их применения для решения экологических проблем нефтехимии и нефтепереработки;
• разработка геоинформационных систем по геологии и химии нефти и технологий для решения проблем окружающей среды и устойчивого развития региона;
• анализ и экологическая оценка технологий получения и применения химических продуктов и др.

Важнейшими  продуктами нефтехимии являются:этилен, пропилен, бутилены; спирты, в том числе высшие жирные (ВЖС); карбоновые кислоты, в том числе синтетические жирные (СЖК); кетоны: ацетон, метилэтилкетон (МЭК); эфиры, в том числе метилтретбутиловый эфир (МТБЭ); бензол: толуол, этилбензол, стирол, кумол; фенолы, нитробензолы; галогенпроизводные, синтетический каучук, латексы; шины, РТИ; технический углерод.

По объёму производства нефтехимической  продукции Россия занимает  19-е  место в мире (1 % мирового объема), по объему на душу населения — 11-е  место.

 

 

 

 

 

1.1. Характеристика сырья, фракций и их применение.

Для работы была  выбрана  нефть из Красноборского месторождения  Прибалтики. Выход бензиновых фракций н.к.-125 гр.С для нефти составляет 9,0-14,0%.  В составе бензиновых фракций преобладают метановые углеводороды, на долю которых приходится свыше 60%. Доля нафтеновых углеводородов – от 22,9 до 39,5%. Максимальное содержание ароматических углеводородов- 3,8%.

Метановые углеводороды являясь  главным компонентом бензиновых фракций нефтей, представлены в основном углеводородами нормального строения. Нефть характеризуется низким содержанием 3-этилпентана (0,5-2,3%) на сумму изомеров.

Основные показатели физико-химических свойств нефти представлены в  таблице 3.

Таблица 3. Физико-химические свойства нефти Красноборского месторождения Прибалтики. Фракционный состав.

Показатель	Значение
Интервал перфорации (глубина скважины), м	1932-1940
Удельный вес	0,8311
Вязкость кинематическая при 20 гр.С.	11,4
Содержание, %: - асфальтены - смолы силикагелевые - сера - парафин	1,81 6,57 0,20 3,50
Температура Плавления парафина, гр.С.	57,0
Фракционный состав ГОСТ 2177-59: Н.к.-55 До 150 гр.С. До 200 гр. С До 250 гр. С До 270 гр.С До 300 гр. С остаток	17,0 29,5 41,5 46,0 52,0 48,0
Выход фракций, %	9,2
Скважина	1
Содержание углеводородов, % - н-парафины - изо-парафины - циклопентановые - циклогексановые -ароматические	3,065-33,3 2,921-31,8 1,76-19,1 1,44-15,6 0,023-0,2
Температура пласта, гр.С	65
Содержание фракции С6, % на нефть	2,61
Н-гексан/н-гептан	0,84
Изогексаны/н-гексан	0,86
Метилциклопентан/циклогексан Изогексаны/нафтены С6 2-метилпентан/3-метилпентан	1,09 1,45 1,81
Толуол/бензол	1,56