Проект установки атмосферно-трубчатой перегонки нефти
Основные экономические показатели первичной переработки нефти и её главные технологические процессы. Классификация опасных и вредных производственных факторов труда, безопасность деятельности рабочих, противопожарные мероприятия и экологичность проекта.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 17.03.2014 |
| Размер файла | 387,1 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Основными показателями качества сырья являются плотность, коксуемость по содержанию серы. Выход кокса определяется коксуемостью сырья и практически линейно изменяется в зависимости от этого показателя. При коксовании в не обогреваемых камерах остаточного сырья выход кокса составляет 1,5--1,6 от коксуемости сырья.
Основными показателями качества кокса являются истинная плотность, содержание серы, зольность и микроструктура. Для игольчатого кокса истинная плотность должна быть не ниже 2,09 г/см3, для кокса марки КНПС (пиролизного специального), используемого в качестве конструкционного материала, она находится в пределах 2,04--2,08 г/см3 .
Содержание серы в коксе почти всегда больше, чем в остаточном сырье коксования. Из остатков малосернистых нефтей получают малосернистый кокс, содержащий, как правило, до 1,5 % (масс.) серы; кокс из сернистых остатков содержит обычно 2,0-- 4,5 % (масс.) серы, а из высокосернистых - более 4,0 % (масс.).
Содержание золы в коксе в значительной мере зависит от глубины обессоливания нефти перед ее перегонкой.
2.7 Описание технологической схемы АТ
Обессоленная и обезвоженная нефть с блока ЭЛОУ двумя параллельными потоками направляется в теплообменники. Первый поток направляется в трубное пространство теплообменника Т-120 и межтрубное пространство теплообменников Т-111, Т-112, где нагревается за счет тепла фракции 230 - 350 0С и мазута. Второй поток нефти направляется в трубное пространство теплообменника Т-119 и межтрубное пространство теплообменника Т-109, Т-110, где нагревается за счет тепла фр. 230-360 0С и мазута. Нагреваясь до температуры 200-2200С, оба потока направляются в колонну К-101 на 18-ю тарелку (средний ввод).
В колонне К-101 происходит разделение фаз: жидкая фаза стекает вниз колонны, а паровая поступает в емкость Е-101 через конденсаторы - холодильники ХК-101 : 105а и водяной холодильник Х-130.
В холодильниках - конденсаторах паровая фаза конденсируется и охлаждается, затем доохлаждается в Х-130, с температурой не более 600С поступает в Е-101.
Для защиты от коррозии в шлем К-101 и в линию орошения предусмотрена подача 2 % раствора ингибитора коррозии ИКБ-2-2 насосом Н-138(139) из емкости Е-108.
В шлемовую линию К-101 для подавления коррозии подается 0,5% раствор аммиачной воды насосами Н-176(177) из емкости Е-106.Обогрев Е-105-108 смонтирован наружным для удобства обслуживания и с целью уменьшения потерь реагентов.
В емкости Е-101 происходит разделение фаз: вода собирается внизу емкости и автоматически сбрасывается на секцию 300 в колонну К-304 для обезвреживания. Бензин забирается насосами Н-109(113) из Е-101, и подается в виде острого орошения в К-101. Избыточное количество бензина из Е-101 перетекает в емкость Е-103. Для снижения давления в К-101 и снижения температуры продукта в Е-101 в летний период смонтирована схема водяного орошения на ХК-101:105а.
Поддержание теплового режима внизу колонн К-101, К-102, К-104 достигается с помощью печей П-101, П-102, П-103.
Печь П-101 состоит из 8 секций, расположенных в виде двух блоков по 4 секции друг против друга и из отдельностоящих 9-й и 10-й секции. Печи П-102 и П-103 состоят из отдельностоящих секций. Две секции печи П-101 предназначены для нагрева циркулирующей струи К-101, остальные 8 секций предназначены для нагрева сырья колонны К-102.
Печь П-102 предназначена для поддержания постоянной температуры низа К-104. Печь П-103 возможно использовать для нагрева горячей струи К-101 или для нагрева сырья К-102.
Каждая секция печи имеет радиантную и конвекционную часть.
Радиантная часть секции представляет собой металлическую футерованную изнутри камеру коробчатой формы, приподнятую над землей на стройках каркаса.
Продуктовый змеевик состоит из вертикальных труб и расположен вдоль четырех стен камер. В полу камер располагается по 6 газомазутных форсунок типа ГГМ-5 на 1 и 5 секциях и ГЗВК-500 на остальных секциях с паровым распылением жидкого топлива.
Конвекционная камера представляет собой шахту прямоугольного сечения, выполненную с горизонтальными ошипованными трубами.
Первые по ходу дымовых газов трубы выполнены гладкими для защиты ошипованных труб от прямой радиации.
Над конвекционными змеевиками в печах П-101 и П-103 имеются пароперегреватели для нагрева пара, идущего на технологические нужды.
Горячая струя колонны К-101 насосами Н-107: 108а направляется четырьмя потоками в две секции печи П-101 и двумя потоками в печь П-103 (при необходимости).
Так как при нагреве нефти в печи П-101 в случае неравномерности подачи сырья возможно коксование, предусмотрено регулирование постоянства подачи в каждый поток.
Основная часть отбензиненной нефти из колонны К-101 насосами Н-105:106 направляется 16-ю потоками в восемь секций печи П-101 и при необходимости 2-мя потоками в П-103.
На 5 тарелке К-102 происходит разделение фаз. Мазут (жидкая фаза) стекает вниз колонны К-102, пройдя 5 тарелок. Под нижнюю тарелку К-102 подается перегретый пар для отпарки легких фракций из мазута, а также для улучшения испарения фракций в ректификационной колонне К-102. Пары дизтоплива, керосина, бензина, водяного пара и газ поднимаются вверх колонны К-102. С верха колонны К-102 газ, пары бензина и водяного пара поступают в воздушные холодильники-конденсаторы ХК-106-110а и охлаждаются до температуры 700С, доохладившись в водяном холодильнике Х-131 до температуры не более 60 0С поступают в емкость Е-102. В Е-102 происходит отделение воды от бензина.
Для защиты оборудования от коррозии в шлем колонны К-102 или в линию острого орошения подается 2 % раствор ингибитора коррозии ИКБ-2-2 насосами Н-138(139).
Для подавления коррозии в шлем колонны К-102 подается 0,5% раствор аммиачной воды насосами Н-176, 177 из емкости Е-106.
Бензин из емкости Е-102 поступает на прием насосов Н-112, 112а, 113 часть которого подается на 51-ю тарелку колонны К-102 в виде острого орошения, а балансовый избыток откачивается в емкость Е-103 для смешения с бензином Е-101.
Для более качественной осушки бензина - сырья колонны К-104 и улучшения работы тарелок колонны в емкости орошения Е-101, на штуцерах входа продукта смонтированы пакеты с коалесцирующей насадкой. Смонтирована схема сброса подтоварной воды из Е-103 в Е-102.
Для снижения давления в К-102 и снижения температуры бензина в Е-102 в летний период, смонтированы кольца водяного орошения на ХК-106-110а. Схема предусматривает подачу на орошение свежей воды.
С 40 и 42 тарелок колонны К-102 керосиновая фракция 140-230 0С перетекает в К-103/1. Пары из К-103/1 поступают под 43-ю тарелку колонны К-102.
Керосиновая фракция 140-2300С из К-103/1 забирается насосами Н-114, Н-114а и прокачивается через Т-116, где отдает часть своего тепла боковому погону из К-104 и далее поступает по своей схеме в Т-126, где отдает часть своего тепла свежей воде, после этого керосиновая фракция 140-2300С. поступает в воздушные холодильники Х-101, 102, работающие последовательно и с температурой не выше 450С через узел распределения у Н-320, Н-321 секции 300 поступает в фильтры Ф-108, 109 и далее через эстакаду №2 по перемычке между Г.О. керосином и прямогонным керосином выводится в парк 40/3 или ТСБ.
По летнему варианту работы секции полученная керосиновая фракция 140-2300С, направляется в промпарк 40/3, как сырье секции 300/2. Схема предусматривает и прямое питание секции 300/2. Керосиновая фракция 140-230 оС может также выводиться в ТСБ как топливо ТС-1.
По зимнему варианту работы секции, керосиновая фракция 140-230 оС и дизельная фракция 180-3200С смешиваются через лепестковый смеситель на эстакаде №1 с получением дизельного топлива “Зимнего”.
С 26 и 28 тарелок колонны К-102 фракция 180-320 0С перетекает в отпарную колонну К-103/2. Пары из К-103/2 поступают на 29-ю тарелку колонны К-102. Выполненная схема реконструкции С-100 предусматривает направить пары из К-103/2 совместно с парами К-103/1 в Е-128а через холодильник Х-101а. Аналогично К-103/1 схема предусматривает работу К-103/2 без подачи пара и служит для обезвоживания нефтепродукта. Фракция дизельного топлива из К-103/II забирается насосами Н-122, 123 и прокачивается через межтрубное пространство Т-119, где отдает часть тепла обессоленной нефти и далее поступает в межтрубное пространство в Т-102а для подогрева нестабильного бензина перед К-104, идущего на стабилизацию и охладившись в воздушных холодильниках Х-112, Х-112а до 60 0С направляется в узел смешения.
С 12 и 16 тарелок колонны К-102 фракция 230-3600С перетекает в К-103/3 (нижний стриппинг). В нижнюю часть К-103/3 подается перегретый водяной пар. Отпаренные легкие фракции и водяной пар из К-103/3 поступает под 18-ю тарелку колонны К-102. Количество подаваемого пара в отпарную колонну К-103/III зависит от качества фракции 230-3600С.
С низа К-103/3 фракция 230-360 0С поступает на прием насоса Н-120(121) и прокачивается через Т-120, где отдает тепло нефти, воздушный холодильник Х-117, водяной холодильник Х-407. Далее фракция поступает на гидроочистку в С-300/1 или в парк накопления.
Фракция 230-360 0С из колонны К-103/III используется, как и в летнем варианте - сырьем секции 300/1. Отпаренные легкие углеводородные фракции из К-103/1 и К-103/II не возвращаются в колонну К-102, а за счет перепада давления идут по вновь смонтированной линии в воздушный конденсатор-холодильник Х-101а, где конденсируются и охлаждаются и после охлаждения направляются в емкость Е-128а. На линии паров из К-103/1 установлен клапан КИП для регулировки количества выводимых паров, с целью получения качества фракции 140-230 оС. В емкости Е-128а происходит разделение нефтепродукта и воды. Нефтепродукт перетекает через перегородку и поступает на прием насосов Н-172, Н-173 и откачивается в линию I.Ц.О. после Т-102. Вода из Е-128а сбрасывается в канализацию через клапан - регулятор раздела фаз «вода и нефтепродукт».
Схемой предусмотрен клапан-регулятор давления в Е-128а со сбросом газа в факельную линию.
Съем избыточного тепла колонны К-102 осуществляется двумя циркуляционными орошениями I.Ц.О. забирается насосами Н-118, 119, 117 с 37-й тарелки колонны К-102 и прокачивается двумя параллельными потоками по межтрубному пространству Т-101, Т-102, где отдает тепло сырой нефти. После чего два потока объединяются и с температурой 70-90 0С возвращаются на 38-ю тарелку.
II Ц.О. забирается из колонны К-102 с 23-ей тарелки насосами Н-115, 116 (117) и двумя параллельными потоками направляется в теплообменники Т-103, Т-104, Т-105, Т-106, где отдает свое тепло сырой нефти. После чего два потока объединяются и возвращаются на 24 тарелку К-102.
С низа К-102 мазут забирается насосами Н-124,125,104. и двумя параллельными потоками направляется в Т-109, 110, 111, 112, где отдает тепло обессоленной нефти.
Затем мазут поступает в теплообменники Т-107, Т-108, где отдает тепло сырой нефти и далее поступает в воздушные холодильники Х-119-123 и с температурой 90 0С выводится с установки.
Бензин из Е-103 поступает на прием насосов Н-110, Н-111 и подается в трубное пространство теплообменника Т-115, где нагревается стабильным бензином из К-104. После теплообменника Т-115 нестабильный бензин поступает в трубное пространство Т-102а, где нагреваясь до температуры 1600С за счет тепла фракции 180-3200С поступает на 22 тарелку колонны К-104.
С 41-й и 47-й тарелки колонны К-104 выводится боковой погон, который поступает в межтрубное пространство рибойлера Т-116, где нагревается до температуры 128-1350С фракцией 140-2300С. После нагрева в Т-116 боковой погон через воздушный холодильник Х-111 и водяной холодильник Х-412 выводится либо в линию стабильного катализата С-200/
С верха К-104 пары нестабильной головки поступают в воздушные холодильники-конденсаторы ХК-117:119, где конденсируются и охлаждаются до температуры 70 0С и далее поступают в водяной холодильник Х-132, где охлаждается до температуры 50 0С и поступают в Е-104.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ К-104
Температура верха 110 - 135 0С
Температура низа 160 - 210 0С
Температура входа сырья 130 - 190 0С
Давление 9 - 11,5 кгс/см2
Часть нестабильной головки из К-104 насосами Н-131, Н-132 подается на орошение колонны К-104, а балансовый избыток откачивается в емкость Е-403 секции 400.
Температура в нижней части К-104 поддерживается циркуляцией горячей струи, которая с низа К-104 поступает на прием насосов Н-129, Н-130 и двумя потоками подается в печь П-102. После печи П-102 потоки горячей струи объединяются и поступают под первую тарелку К-104 с температурой 180-2200С. При прекращении расхода горячей струи в печь П-102 прекращается подача топлива к печи. Бензин с низа К-104 самотеком за счет давления в К-104 проходит через межтрубное пространство теплообменника Т-115 для подогрева нестабильного бензина поступает в воздушные холодильники Х-113, Х-114, Х-115, водяной холодильник Х-106 после которых с температурой не выше 40оС выводится в парк накопления.
2.8 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции
Сырье
1. Нефть сырая ГОСТ 9965-76.
2. Нефть обессоленная СТП 019932-300113-89.
Качество сырой нефти должно соответствовать ГОСТ №9965-76 (см. табл. 1).
Давление насыщенных паров кПа (мм. рт. ст.), не более 66,7 (500).
Нефть обезвоженная и обессоленная согласно стандарта предприятия должна соответствовать следующим показателям:
концентрация хлористых солей ;
массовая доля воды, не более .
Изготовляемая продукция
1. Сырье секции - 400 СТП 5747203-300189-98.
2. Фракция бензина прямогонная СТП 5747203-300175-97.
3. Боковой погон К-104 СТП 5747203-300177-97.
4. Дизельная прямогонная фракция УФС - СТП 5747203-300180-97.
5. Прямогонная фракция дизельного топлива летнего - СТП 019932-300125-90.
6. Фракция дизельного топлива “З” колонн К-103/1,2 - СТП 5747203- 300187-97.
7. Фракция дизельная К-103/2 - СТП 5747203-300179-97.
8. Фракция керосиновая прямогонная колонны К-103/1 - СТП 5747203- 300185-97.
9. Мазут (прямогонный) - СТП 5747203-300186-97.
10. Углеводородный газ АТ секции 100 - СТП 5747203-300191-98.
11. Дистиллят прямогонный (для Т-8В) СТП 019932-300104-88.
Реагенты
1. Раствор деэмульгатора СТП 019932-300077-87.
2. Раствор едкого натра СТП 019932-300080-87.
3. Раствор аммиачной воды СТП 5747203 -300190-98.
4. Раствор ингибитора коррозии СТП 5747203-300170-96.
Таблица 2.6 - Характеристика исходного сырья, материалов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции.
|
№ п/п |
Наименование сырья, материалов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции |
Номер ГОСТ, ТУ, СТП |
Показатели качества, обязательные для проверки |
Норма по ГОСТ, ТУ, СТП |
Область применения изготовляемой продукции |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1. |
Сырье - нефть сырая |
ГОСТ 9965 |
1.Плотность при 200С, кг/м3 2.Содержание серы, % 3.Содержание хлористых солей, мг/л, не более 4.Содержание воды, % не более |
100 0,5 |
||
|
2. |
Нефть обессоленная |
СТП 5747203-300212-99 |
1.Содержание хлористых солей, мг/л, не более 2.Содержание воды, % не более 3.Плотность при 200С, кг/м3 |
2 0,1 830-860 |
Сырье блока АТ |
|
|
3. |
Нестабильная головка - сырье С-400 |
СТП 5747203-300189-98 |
1.Углеводородный состав, % масс СН4 не более С2Н6 не более С3Н8 не менее и-С4Н10 не менее н-С4Н10 не менее и,н-С5Н12 не менее и,н-С6Н14 и выше, не более |
0,5 2,0 10,0 5,0 20,0 20,0 20,0 |
Используется в качестве сырья С-400 |
|
|
4. |
Бензин стабильный прямогонный (куб колонны К-104) |
СТП 5747203-300217-99 |
1.Плотность при 200С, г/см3 не более 2.Фракционный состав: -температура НК,0С, не ниже -10% перегоняется,0С, не выше -50% перегоняется,0С, не выше -90% перегоняется,0С, не выше -конец кипения,0С, не выше 3.Содержание воды и мехпримесей 4.Углеводородный состав, % масс -содержание ароматических, не более в том числе бензола; -содержание парафиновых, в том числе изопарафинов; -содержание нафтеновых. 5.Содержание серы, % мас., (ппм) не более 6.Микропримеси азота, % масс., не более 7.Цвет |
0,745 85 105 114 160 180 отсутствие 8,0 0,2-0,5 55-60 25-30 35-45 0,002+- (20) 0,00015 б/цветная |
Как сырье С-200 и как компонент товарного бензина |
|
|
5. |
Боковой погон К-104 |
СТП 5747203-300177-97 |
1.Плотность при 200С, г/см3 не более 2.Фракционный состав: -температура НК,0С, не ниже -10% перегоняется,0С, не выше -50% перегоняется,0С, не выше -90% перегоняется,0С, не выше -конец кипения,0С, не выше 3.Цвет 4.Испытание на медной пластине 5.Углеводородный состав, % масс -содержание ароматических, не более -содержание парафиновых не менее -содержание нафтеновых не более |
35 60 70 90 110 б/цветная Выдерж. 2,0 55 35 |
Как компонент товарных бензинов |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
6. |
Фракция керосиновая прямогонная колонны К-103/1 |
СТП 5747203-300185-97 |
1. Плотность при 200С, кг/м3 не менее 2. Фракционный состав: -температура НК,0С, в пределах -10% перегоняется,0С, не выше -50% перегоняется,0С, не выше -90% перегоняется,0С, не выше -98% перегоняется,0С, не выше 3. Кинематическая вязкость при 200С, сСт, не менее 4. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже 5. Массовая доля общей серы, % масс., не более |
780 135-150 165 195 230 250 1,30 28 0,2 |
Как сырье С-300/2 и компонент товарного топлива ТС-1, РТ |
|
|
7. |
Фракция дизельная колонны К-103/2 |
СТП 5747203-300179-97 |
1.Фракционный состав: -температура НК,0С, не ниже -50% перегоняется,0С, не выше -96% перегоняется,0С, не выше 2.Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже 3.Температура застывания, 0С, не выше 4.Температура помутнения, 0С, не выше 5.Содержание серы, % масс., не более 6.Содержание воды 7.Цвет 8.Плотность, г/см3, не более |
140 240 310 35 -35 -25 0,2 отсутствие светложелтый 0,825 |
Как компонент товарного дизельного топлива |
|
|
8. |
Топливо дизельное летнего вида |
СТП 5747203-300201-98 |
1.Фракционный состав: -50% перегоняется,0С, не выше -96% перегоняется,0С, не выше 2.Кинематическая вязкость при 200С, сСт,в пределах 3.Содержание мехпримесей 4.Содержание воды 5.Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже для Л-0,2-62(0,5-62) для Л-0,2-40(0,5-40) 6.Содержание серы, % масс., не более для Л-0,2-62(0,5-62) для Л-0,2-40(0,5-40) |
280 360 3,0-6,0 отсутствие отсутствие 62 40 0,2 0,5 |
Как товарное дизтопливо «Л» |
|
|
9. |
Дизельная прямогонная фракция УФС |
СТП 5747203-300180-97 |
1.Фракционный состав: -температура НК,0С, не ниже -50% перегоняется,0С, не выше -до 3600С перегоняется, % об., не менее 2.Содержание воды 3.Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже 4.Цвет 5.Содержание серы, % масс., не более 6.Плотность, г/см3, не более |
200 345 65 отсутствие 62 желтый 0,75 0,874 |
||
|
10. |
Мазут прямогонный |
СТП 5747203-300186-97 |
1.Плотность, кг/м3, не более 2.Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже 3.Фракционный состав: -температура НК,0С -выкипаемость до 3500С , % об., не более 4.Температура застывания, 0С, не выше |
970 110 не нормир. 5 +25 |
Сырье С-300/2 для получения Т-8В |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
11. |
Дистиллят прямогонный (для Т-8В) |
СТП 019932-300104-88 |
1.Плотность, кг/м3, не менее 2.Фракционный состав: -температура НК,0С, не ниже -10% перегоняется при температуре,0С -50% перегоняется при температуре,0С -90% перегоняется при температуре,0С -98% перегоняется при температуре,0С, не выше 3.Кинематическая вязкость при 200С, сСт, не менее 4.Температура начала кристаллизации, 0С, не выше 5.Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже |
797 155 175-185 195-210 не нормир. 260 1,5 -50 40 |
Таблица 2.7 - Характеристика реагентов
|
Наименование реагента |
Характеризующие показатели |
|
|
Деэмульгатор "Кликс3398" (Геркулес) |
Плотность 906 кг/м3 (928) |
|
|
Сода каустическая, NаОН |
Содержание NаОН, %масс., не менее 44 |
|
|
Нейтрализующий амин "Додикор 1830" |
Жидкость от бесцветной до коричневого цвета, плотность не более 830 кг/м3, вязкость не более 1 мПа.с., Твсп. не выше 30 °С, Тзаст. не выше - 45 °С. |
|
|
Ингибитор коррозии "Додиген 481" |
Темно-коричневая жидкость, плотность не выше 940 кг/м3, вязкость не более 95 мПа.с., Твсп. не выше 85°С, Тзаст. не выше -32 °С. |
|
|
Газ топливный |
Содержание углеводородов С4 и выше не более 20 % об, водорода не более 60 %об, теплота сгорания не ниже 8500 ккал/м3 |
|
|
Химически-очищенная вода |
Общая жесткость, мг-экв/кг не более 10 |
2.9 Технологический расчет блока атмосферной перегонки
Атмосферная колонна
Ректификацию в атмосферных колоннах проводят при атмосферном давлении или при несколько более высоком (на величину гидравлических сопротивлений, которые преодолевает поток паров при движении по высоте колонны, шлемовым трубам, конденсатору-холодильнику и др.) и при повышенном.
Материальный баланс установки
Материальный баланс колонны может быть составлен в массовых единицах или процентах. Результаты расчета материального баланса колонны для ректификации сложных смесей сводят в таблицу.
Таблица 2.8 - Материальный баланс установки
|
Статья баланса |
Количество |
|||
|
% на сырье |
тыс. тонн/г |
кг/ч |
||
|
Поступило: Отбензиненная нефть |
100,00 |
4480,00 |
557214,0 |
|
|
Водяной пар |
8,00 |
358,40 |
44577,0 |
|
|
Всего: |
108,00 |
4838,40 |
601791,0 |
|
|
Получено: Пары бензина, водяного пара, газ |
30,86 |
1382,53 |
171956,5 |
|
|
фракция 140-230 оС |
23,57 |
1055,93 |
131334,6 |
|
|
фракция 180-320 оС |
21,30 |
954,24 |
118686,6 |
|
|
фракция 230-360 оС |
18,75 |
840,00 |
104477,6 |
|
|
выше 350 оС |
12,32 |
551,94 |
68649,2 |
|
|
Потери |
1,20 |
53,76 |
6686,5 |
|
|
Всего: |
108,00 |
12610 |
601791,0 |
Свойства сырья и продуктов
Таблица 2.9 - Свойства сырья и продуктов
|
Наименование |
Плотность, кг/м3 |
Молекулярная масса |
Энтальпия, кДж/кг |
|
|
Нефть отбензиненная |
710 |
258 |
827,81 |
|
|
фракция до 180 оС |
723 |
103 |
291,45 |
|
|
фракция 140-230 оС |
758 |
157 |
370,47 |
|
|
фракция 180-320 оС |
788 |
206 |
528,19 |
|
|
фракция 230-360 оС |
814 |
233 |
645,80 |
|
|
выше 350 оС |
884 |
390 |
798,86 |
Определение диаметра колонны
Таблица 2.10 - Исходные данные
|
Наименование показателя |
Единицаизмерения |
Значение |
|
|
Давление вверху колонны |
МПа |
0,1 |
|
|
Давление внизу колонны |
МПа |
0,5 |
|
|
Температура нефти на входе в колонну |
оС |
360 |
|
|
Температура верха |
оС |
120 |
|
|
Температура низа |
оС |
340 |
Диаметр колонны определяют в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Предварительно вычисляют объем паров, проходящих в час через поперечное сечение колонны:
(1)
где Т - температура системы, оК;
Р - давление в системе, МПа;
G - расход компонента, кг/ч;
М - молекулярная масса компонента.
Таблица 2.11- Сводная таблица
|
Наименование |
Расход V, м3/ч |
|
Входит:Сырье |
784,80 |
|
|
Водяной пар |
16991,00 |
|
|
1 циркуляционное орошение |
517,00 |
|
|
2 циркуляционное орошение |
240,00 |
|
|
фракция до 180 оС |
74,83 |
|
|
фракция 140-230 оС |
34,14 |
|
|
фракция 180-320 оС |
88,14 |
|
|
фракция 230-360 оС |
69,69 |
|
Выходит:1 циркуляционное орошение |
517,00 |
|
|
2 циркуляционное орошение |
240,00 |
|
|
водяной пар |
16991,00 |
|
|
фракция до 180 оС, газ |
329,73 |
|
|
фракция 140-230 оС |
207,44 |
|
|
фракция 180-320 оС |
238,74 |
|
|
фракция 230-360 оС |
197,99 |
|
|
выше 350 оС |
77,7 |
Допустимая скорость паров влияет на эффективность ректификации, так как с увеличением скорости паров возрастает механический унос капель жидкости на вышележащую тарелку. Кроме того, чем выше допустимая скорость, тем меньше диаметр колонны и расход металла. Допустимая скорость зависит от типа ректификационных тарелок, расстояния между ними, давления в колонне и пр.
В практике нефтепереработки для определения допустимой скорости паров а колоннах с тарелками широко используются уравнением Саудерса и Брауна:
(2)
где К - коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации, определяется в зависимости от расстояния между тарелками, типа тарелок, нагрузки по жидкости и некоторых условий работы колонны [рис.21, 1]. Принимаем расстояние между тарелками а = 500мм, отсюда К = 900.
и абсолютная плотность соответственно жидкости и паров, кг/м3
(3)
Диаметр колонны определяют по уравнению:
(4)
Для верха колонны:
Так как, в верхней части колонны содержится 80% бензиновой фракции и 20% керосиновой, то
Допустимая скорость паров вверху колонны:
Объем паров, проходящий за одну секунду:
Диаметр верха колонны 5 м.
Для низа колонны:
Среднее значение плотности паров:
,
где средняя молекулярная масса паров компонентов, находящихся внизу колонны:
где процентное содержание паров компонента в смеси, определяется по кривой ИТК (см. приложение).
Среднее значение плотности жидкости:
Допустимая скорость паров внизу колонны:
Объем паров, проходящий за одну секунду:
Диаметр низа колонны:
Определение высоты колонны
Высота колонны зависит от числа и типа ректификационных тарелок в колонне, а также расстояния между ними. Для обеспечения хорошей ректификации расстояние между тарелками должно быть таким, чтобы не было уноса жидкости с нижележащих тарелок на вышележащие.
Общую рабочую высоту колонны можно определить по формуле:
(5)
где а = 0,5м - расстояние между тарелками;
N - число практических тарелок.
Фактическая высота колонны больше, так как необходимо учесть высоту, занятую отбойными тарелками h3, свободное расстояние между верхней тарелкой и верхним днищем аппарата h1, высоту слоя жидкости внизу колонны h6, высоту постамента колонны h7. Высоту низа колонны рассчитывают, исходя из 5 - 10-минутного запаса продукта внизу колонны, необходимого для нормальной работы насоса. Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки h5 принимается равным 1 - 2 м, чтобы пар, поступающий из кипятильника, равномерно распределялся по сечению колонны.
Высота свободного пространства между верхней тарелкой и верхним днищем колонны h1 может быть принята . Сырье подается на 5 тарелку. верхней части 48 тарелок, в нижней 5.
Высоту h3 берут из расчета расстояния между тремя тарелками:
Высоту h5 принимают равной 2 м.
Высоту h6 определяют, исходя из запаса остатка на 600с. Объем мазута внизу колонны составляет:
(6)
Площадь поперечного сечения колонны:
(7)
Отсюда:
(8)
Высоту юбки h7 принимают, исходя из практических данных, равной 4 м.
Таким образом, общая высота колонны составляет:
2.9.1.5. Тепловой расчет колонны
Тепловой баланс колонны учитывает все тепло, вносимое в колонну и выносимое из неё. Согласно закону сохранения энергии, можно написать (без учета потерь в окружающую среду):
(9)
суммарное тепло, входящее в колонну, Вт или кДж/ч;
суммарное тепло, выходящее из колонны, Вт или кДж/ч.
Тепло, вводимое в колонну:
ь С сырьем, нагретым до 360 оС:
(10)
где энтальпия сырья, кДж/кг.
ь С водяным паром, подаваемым на отпарку
Тепло, выводимое из колонны:
ь С парами дистиллятов:
(11)
бурение освоение нефтяная скважина
С жидким остатком:
(12)
Разность между теплом входящим и выходящим из колонны:
Таким образом, избыток тепла 323478478,1 кДж/кг следует снимать орошением.
Определяем энтальпии циркуляционных орошний:
Тогда расход циркуляционных орошений составит:
Расчет трубчатой печи
Для подвода жидкому или газообразному видам сырья больших количеств тепла и для обеспечения нагревания до высоких температур используют трубчатые печи различных типов. Большинство эксплуатируемых на нефтезаводах трубчатых печей относится к печам радиантно - конвекционного типа, в которых основную часть тепла (70% - 80%) сырье получает в радиантной секции печного змеевика, а конвекционная секция играет вспомогательную роль.
Трубчатая печь П - 101 на установке АТ предназначена для нагрева отбензиненной нефти до температуры её входа в атмосферную колонну.
Основными показателями качества работы трубчатой печи являются
производительность
полезная тепловая нагрузка
теплонапряженность радиантных труб
площадь поверхности нагрева
коэффициент полезного действия
Таблица 2.12 - Исходные данные для расчета трубчатой печи
|
Наименование показателей |
Обозначение |
Единица измерения |
Значение |
|
|
Производительность печи |
кг/ч |
557214 |
||
|
Плотность сырья |
кг/м3 |
710 |
||
|
Температура поступающего сырья |
С |
260 |
||
|
Температура сырья на выходе |
С |
360 |
||
|
Теплота сгорания топлива (мазута) |
кДж/кг |
44953 |
||
|
Коэффициент избытка воздуха |
- |
1,2 |
||
|
Температура дымовых газов на перевале |
С |
800 |
Определение тепловой нагрузки печи
Полезная тепловая нагрузка печи, или тепловая мощность установки складывается из тепла, затраченного на нагрев и испарение нефти:
, (13)
где полезная тепловая нагрузка печи, Вт или кДж/ч.
тепловая нагрузка нагрева сырья.
тепловая нагрузка на испарение сырья.
(14)
производительность печи по сырью;
е - массовая доля отгонки сырья, доли единицы, определяется по кривой ИТК;
энтальпия нефти при температурах входа и выхода из печи.
(15)
энтальпия паров при температуре выхода их из печи.
Энтальпию нефти в жидкой и паровой фазе находим по приложениям 20,21 (1, стр.229 и стр.230).
(16)
где относительная плотность сырья;
коэффициент, зависящий от температуры, табличная величина
(17)
:
:
Тепло, затрачиваемое на нагрев нефти находится по формуле
Тепло, затрачиваемое на испарение нефти находим по формуле
Полезная тепловая нагрузка печи
Определение коэффициента полезного действия печи
КПД - доля тепла, полезно использованного в печи на нагрев нефтепродукта. Зависит от конструкции печи, от потерь тепла с уходящими дымовыми газами и через кладку печи, а также от коэффициента избытка воздуха. Определяется по формуле
(18)
где - КПД печи
теплота сгорания топлива, кДж/кг
qпот. - потери тепла в окружающую среду через кладку печи, кДж/кг (8% от Qнр)
qух.г. - потери тепла в окружающую среду с уходящими дымовыми газами, кДж/кг (10% от Qнр)
qн.сг. - потери тепла в окружающую среду от неполноты сгорания топлива, кДж/кг (практически 1% от Qнр)
Тепловые потери в окружающую среду через кладку печи составляют 4-8% от рабочей теплоты сгорания топлива. Потери тепла с дымовыми газами, уходящими из печи в дымовую трубу, зависят от коэффициента избытка воздуха и температуры этих газов. Желательно иметь минимальную температуру уходящих дымовых газов, однако это вызывает увеличение конвекционной поверхности и потерю напора в трубах печи. Обычно температуру уходящих дымовых газов принимают на 200 - 250С выше температуры поступающего в печь сырья.
По справочным данным для мазута принимаем Qнр = 44953 кДж/кг.
Таким образом КПД печи составляет 81%
Определяем расход топлива
Расход топлива (мазут) определяется по формуле
(19)
Определяем скорость протекания продукта по трубам печи, м/с:
Из расчета атмосферной колонны определяем плотность жидкого сырья на входе в печь ([1], стр. 10).
Объемный расход сырья на входе в печь составит:
, (20)
Примем, что трубы имеют диаметр 1528, тогда проходное сечение трубы: .
Если принять число параллельных потоков n = 16, то входная скорость сырья будет равна:
(21)
Скорость находится в допустимых для жидкого нефтяного сырья пределах (0,8 - 2,5) м/с.
Радиантная секция
Определяем площадь поверхности нагрева
ь Принимаем дополнительно коэффициент избытка воздуха =1,2 и задаемся температурой дымовых газов над перевальной стеной tп = 800 С. Масса газов, образующихся при сгорании 1кг топлива (в кг) следующая СО2=2,98, Н2О=2,40, N2=14,2, О2=0,71 (по справочным данным для мазута).
ь Определяем среднюю теплоемкость продуктов сгорания 1кг топлива при этой температуре по формуле
(22)
Теплоемкость продуктов сгорания определяем по графику на рис.39 (1, стр.93).
Энтальпия продуктов сгорания равна
(23)
Приведенную температуру исходной системы tо определяем по формуле (??), но в случае работы без рециркуляции дымовых газов ее можно принять равной температуре поступающего воздуха, т.е.
tо = tв = 20 С
(24)
где - коэффициент избытка воздуха;
теоретическое количество воздуха, кг/кг;
средняя теплоемкость воздуха, кДж/(кг К);
температура воздуха, поступающего в топку, С;
расход пара для распыления топлива в форсунках, кг/кг;
энтальпия форсуночного водяного пара, кДж/кг.
ь Максимальную расчетную температуру горения определяем по формуле:
(25)
ь Количество тепла, воспринимаемое сырьем через радиантные трубы находим по формуле
(26)
ь Количество тепла, воспринимаемое сырьем через конвекционные трубы
(27)
ь Энтальпию сырья на входе в радиантные трубы находим по формуле
(28)
где энтальпия сырья при входе в печь, кДж/кг;
Gс - масса сырья, кг/ч;
Qк - тепло, воспринимаемое конвекционными трубами, кДж/ч.
По таблицам зависимости энтальпии от температуры находим, что полученному значению энтальпии отвечает температура tк = 330 С [1].
ь Среднюю температуру наружной поверхности радиантных труб определим по формуле
(29)
конечная температура нагрева сырья;
разность температур между наружной поверхностью труб и температурой сырья (), принимаем равной 20 оС.
ь По графикам и по известным величинам tп = 800 С, tмах = 1779 С,
tст. = 365 С интерполяцией находим значение параметра gs
(30)
Общее количество тепла, внесенного в топку, находим по формуле
(31)
Предварительное значение эквивалентной абсолютно черной поверхности
(32)
ь Задаемся степенью экранирования кладки = 0,55 и зная, что = 1,2 (исходные данные) по графику на рис. 40 (1, стр. 94) определяем величину Hs / Hл = 0,74
ь Эффективная лучевоспринимающая поверхность вычисляется по выражению
(33)
ь Площадь заэкранированной плоской поверхности, заменяющей трубы по выражению
(34)
Фактор формы К определяем по графику на рис. 41 (1, стр. 94). При однорядном экране и расстоянии между трубами 2d фактор формы К = 0,87
ь Поверхность радиантных труб находим по формуле
(35)
ь Проводим проверочный расчет радиантной секции.
Величина неэкранированной поверхности определяем по формуле
(36)
ь Уточненное значение абсолютно черной поверхности находим по формуле
(37)
где степень черноты поглощающей среды,
принимается равной 0,8 - 0,85;
соответственно степень черноты экрана и кладки печи, рекомендуется принимать
Коэффициент определяется по формуле:
, (38)
где gfн - угловой коэффициент взаимного излучения поверхностей экрана и кладки
gfн = Нл / F = 876 / 717 = 1,22 , т.к. gfн 0,5 следовательно
gfн = Нл / (F + Нл) = 876/ (717 + 876) = 0,55
тогда
Подставив найденные величины в формулу (37), определим значение абсолютно черной поверхности
ь Коэффициент теплоотдачи свободной конвекцией от дымовых газов к радиантным трубам определим используя формулу
(39)
либо определяем по графику на рис. 42 (1, стр. 96)
ь Температурная поправка теплопередачи в топке находится по формуле
(40)
где р.тр. - поверхность радиантных труб, м2
tмах - максимальная температура горения, К
tст - средняя температура экрана, К
Сs - постоянное излучение абсолютно черного тела,
Сs = 5,67 Вт / (м2К)
Тогда
ь Аргумент излучения находится по формуле
(41)
ь Характеристика излучения может быть найдена по графику на рис. 43 (1, стр. 97) в зависимости от найденного аргумента излучения x
ь Уточненное значение температуры дымовых газов на перевале определим по формуле
Разница между найденной температурой дымовых газов на перевале и принятой небольшая, поэтому результат вычислений можно считать окончательным.
Определяем тепловую напряженность радиантных труб
ь Коэффициент прямой отдачи находим по формуле
(42)
ь Количество тепла, полученное радиантными трубами, подсчитаем по формуле
(43)
ь Тепловая напряженность радиантных труб определяется по формуле
Полученное значение тепловой напряженности радиантных труб допустимо для процесса атмосферной перегонки, следовательно, расчет приемлем (6, стр.230).
Определяем число труб в радиантной камере
Полезная поверхность одной трубы рассчитывается по формуле
(44)
Принимаем стандартные значения d = 0,152 м и l = 15 м. Считаем, что с обоих концов по 0,2 м трубы заделано в кладку печи.
Число труб находится по формуле
(45)
Конвекционная секция
Из расчета радиантной секции стало известно:
(46)
Задаемся расстоянием между осями труб ,числом труб в горизонтальном ряду , диаметр труб и определяем ширину камеры конвекции:
(47)
Живое сечение камеры:
(48)
Секундный расход дымовых газов:
(49)
теоретически необходимый расход воздуха для сжигания 1 кг топлива.
Массовая скорость движения дымовых газов:
(50)
Коэффициент теплопередачи от дымовых газов к трубам:
(51)
Значение коэффициента Е = 23 определяют по графику на рис. 44 [1] в зависимости от средней температуры дымовых газов .
Коэффициент теплоотдачи излучением трехатомных газов:
(52)
Коэффициент теплопередачи:
(53)
Необходимая поверхность конвекционных труб:
(54)
Число труб в конвекционной камере:
(55)
По полученным данным выбираем вертикально-трубчатую печь, восьмикамерная с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным факелом, прямоугольного сечения и верхним отводом дымовых газов.
Расчет теплообменного аппарата
При проектировании технологических установок для нефтеперерабатывающих заводов чаще всего проводят поверочный расчет стандартных теплообменных аппаратов, то есть определяют необходимое число стандартных аппаратов с поверхностью, полученной при расчете.
Коэффициент теплопередачи К характеризует процесс теплопередачи в теплообменном аппарате. Величину К принимаем на основании практических данных [1, прил. 34], .
В теплообменном аппарате противотоком движутся два теплоносителя. Горячий охлаждается с 265С0 до 140С0, холодный нагревается от 110С0 до 125С0.
Схема теплообмена следующая:
Среднюю разность температур определяем по формуле:
, (56)
Определяем тепловую нагрузку аппарата:
, (57)
где - это тепловая нагрузка аппарата, кДж/ч;
G1, G2 - это массы горячего и холодного теплоносителя, кг/с или кг/ч;
It1, It2 - это энтальпия горячего теплоносителя при температуре входа и выхода из аппарата, кДж/кг;
- это КПД теплообменника, практически он равен 0,95-0,97;
It3, It4 - энтальпия холодного теплоносителя при температурах входа и выхода из аппарата, кДж/кг.
Поверхность теплообмена определяли из уравнения теплопередачи:
, (58)
откуда,
, (59)
где F - поверхность теплообмена, м2.
К - поверхность теплопередачи, .
- средняя логарифмическая разность температур.
.
По таблице 3.12 [2] выбираем кожухотрубчатый теплообменник ТУ (ГОСТ 14245-79).
Длина труб l, мм 6000
Число ходов по трубам 2
Поверхность теплообмена, м214-1319
Расположение аппарата на опорах (Г- горизонтальное) Г
Условное давление в кожухе, МПа 4
Условное давление в трубном пространстве, МПа 4
Температура среды, оС.
- в кожухе минимальное -30
- в кожухе максимальное 450
- в трубном пространстве мин. -30
- в трубном пространстве макс. 450.
3. Системы управления химико - технологическим процессом
3.1 Выбор и обоснование параметров автоматического контроля, регулирования, управления и сигнализации
Процесс первичной переработки нефти является непрерывным, пожаровзрывоопасным. В таких производствах необходимо добиваться наибольшей автоматизации процессов, исключая тем самым, вредное воздействие опасных и вредных производственных факторов на обслуживающий персонал.
Приборы и средства автоматики, используемые на установках первичной переработки нефти, в основном пневматические, это обусловлено тем, что на них постоянно действуют высокие температуры, большая концентрация паров нефтепродуктов, и многие другие факторы, влияющие на их точность показаний и долговечность.
По месту измерения параметра автоматизации чаще всего используют бесшкальные, герметичные, взрывопожарозащищенные приборы, которые передают информацию по дистанционной передаче на щит оператора.
Основными измеряемыми параметрами являются - температура и давление системы, расход исходных компонентов и продуктов, а также уровень в аппаратах переработки и хранения нефтепродуктов.
Температура:
Нагреваясь до температуры 200-220 оС, нефть подаётся в колонну отбензинивания. Температуру подаваемой в колонну К-101 необходимо знать, чтобы не нарушить нормы технологического режима, так как от этого зависит весь процесс ректификации. Температура верха колонны регистрируется прибором. Замер температуры необходим для определения соответствия технологическим требованиям. С верха К-101 пары нестабильного бензина поступают в воздушные холодильники-конденсаторы ХК-101:105, где конденсируются и охлаждаются до температуры 60 оС, которую регистрируем прибором.
Отбензиненная нефть с низа колонны частичного отбензинивания К-101, с помощью насосов поступает в секции печи П-101, для нагрева дт температуры (360±10)°С, а затем эвапорационное пространство колонны К-102 на отпарку легких фракций перегретым паром Температуру подаваемой в колонну нефти необходимо знать, потому что от этого зависит весь процесс ректификации. Датчик устанавливаем в трубопроводе входа нефти. Температура верха колонны регистрируется прибором. Замер темп...
Подобные документы
Химический и механический состав нефти в зависисости от месторождения. Нефти парафинового и асфальтового основания. Химическая классификация нефти по плотности и углеводородному составу. Геохимические, генетические и технологические классификации.
презентация [128,6 K], добавлен 22.12.2015Расчет материального баланса установки подготовки нефти. Расчет сепаратора первой, второй и конечной ступени сепарации. Расчет резервуара для товарной нефти и насоса для откачки пластовой воды. Технология глубокого обезвоживания и сепарации нефти.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 10.12.2013Общие сведения о перегонке и ректификации нефти и газов. Перегонка нефти на топливные фракции и мазут. Технология простой перегонки нефтяных смесей. Перегонка нефти на установках АТ. Описание атмосферной колонны. Расчет стриппинг-секций, высоты колонны.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 11.07.2012Основные технико-экономические показатели геолого-разведочных работ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазовый комплекс России. Состав и параметры нефти. Месторождения нефти и газа. Типы залежей по фазовому составу. Понятие ловушки.
презентация [20,4 M], добавлен 10.06.2016Подсчет и пересчет запасов различными методами. Размещение месторождений нефти и газа в мире. Нетрадиционные ресурсы и возможности их реализации. Главные экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.
реферат [705,7 K], добавлен 19.03.2014Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.
курсовая работа [715,1 K], добавлен 21.08.2015Залежи нефти в недрах Земли. Нефтеразведка с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Этапы и способы процесса добычи нефти. Химические элементы и соединения в нефти, ее физические свойства. Продукты из нефти и их применение.
реферат [16,9 K], добавлен 25.02.2010Павловское газонефтяное месторождение в Чернушинском районе Пермского края. Штанговые скважинные насосы. Характеристика Уньвинского месторождения. Установка первичной переработки нефти. Эксплуатация газовых скважин. Технологический процесс добычи нефти.
отчет по практике [535,0 K], добавлен 22.07.2012Система автоматизации установки предварительной очистки нефти: структура и взаимодействие элементов, предъявляемые требования, обоснование выбора датчиков и контроллерного средства. Проектирование системы управления установки, расчет надежности.
дипломная работа [480,3 K], добавлен 29.09.2013Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013История возникновения и особенности развития нефтяных и газовых месторождений. Методы сбора, подготовки, способы транспортировки и хранение газа и нефти, продукты их переработки. Обеспечение технической и экологической безопасности при транспортировке.
дипломная работа [162,1 K], добавлен 16.06.2010Первоначальный проект разработки Кашагана. Возможные способы транспортировки нефти из Казахстана. Основные трудности реализации проекта и его дальнейшая судьба. Месторождение Кашаган как одно из крупнейших месторождений, открытых по Северному Каспию.
реферат [23,8 K], добавлен 31.05.2013Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011Происхождение нефти, образование месторождений. Оборудование, необходимое для бурения скважин. Транспортировка нефти и газа на нефтеперерабатывающие заводы и электростанции. Особенности переработки нефти. Добыча растворенного газа в Томской области.
реферат [52,3 K], добавлен 27.11.2013Состав, свойства и фракции нефти. Ее нахождение в природе, добыча посредством буровых скважин. Понятие ректификации, ее применение, принцип осуществления в ректификационных колоннах. Способы переработки нефтепродуктов: пиролиз, риформинг, крекинг.
презентация [1,2 M], добавлен 18.12.2013Классификация, назначение гидрокаталитических процессов. Каталитические процессы гидрокрекинга нефтяного сырья. Основные параметры процессов гидрокрекинга. Теплота гидрокрекинга фракции сернистой парафинистой нефти при разной глубине превращения.
реферат [36,2 K], добавлен 22.10.2014Добыча жидкости и нефти установками погружных электроцентробежных насосов. Технологические показатели добычи нефти: наработка на отказ, межремонтный период работы скважин. Проведение борьбы с выносом механических примесей при помощи смолы "Геотерм".
курсовая работа [1,1 M], добавлен 29.09.2014Причины и тяжесть последствий аварий при добыче газа и нефти на морском шельфе. Конструкции полупогружных платформ. Схема подводного закачивания скважин. Особенности морской добычи нефти. Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV.
реферат [1,5 M], добавлен 11.10.2015Географические особенности Ельниковского месторождения нефти, описание поверхностных почв. Внедрение методов внутритрубной диагностики и ремонта. Мероприятия, направленные на повышение надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода.
дипломная работа [6,7 M], добавлен 20.11.2011
